И],, Е^ан©тек1ий3 IX, [В„ ЕШетмй

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ
СВАБИРОВАНИЯ СКВАЖИН

В. М. ВАЛОВСКИЙ, К. В. ВАЛОВСКИЙ

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ
СВАБИРОВАНИЯ СКВАЖИН
УДК 622,276.53

ББК 33.361

В 15

Валовский В.М., Валовский К.В. Техника и технология свабирования
скважин. — М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. — 396 с.

18ВИ 5-88595-129-1

В книге представлены современное оборудование для свабирования скважин
и средства контроля за его процессом. Даны основы расчета и проектирования
устройств для герметизации на устье скважины стального каната и бронированно-
го геофизического кабеля, применяемых в качестве тягового органа сваба. Приве-
дены технологические приемы свабирования скважин и области применения его в
нефтедобыче. Освещены вопросы расчета производительности процесса, дан срав-
нительный анализ способов подъема жидкости из скважин свабами по колонне
НКТ, по эксплуатационной колонне и с помощью желонки. Рассмотрена произво-
дительность способов периодической эксплуатации добывающих скважин свабами
в сравнении с установками СШН. Проанализировано влияние параметров приме-
няемого оборудования и свойств откачиваемых из скважины флюидов на техноло-
гические процессы свабирования. Представлены результаты аналитических и экс-
периментальных исследований утечек при свабировании, формулы для определе-
ния коэффициента подачи, методика расчета технологических параметров сваби-
рования по рекуррентным соотношениям с учетом притока продукции из пласта.
Приведена методика оценки коммерческой эффективности применения свабиро-
вания для добычи нефти с использованием мобильных подъемных агрегатов.
Обоснованы наиболее перспективные направления развития техники и технологии
свабирования.

Книга рассчитана на руководителей и специалистов научно-исследователь-
ских и проектных инсппутов, нефтедобывающих и машиностроительных пред-
приятий, преподавателей и студентов учебных заведений нефтяного профиля.

Табл. 16, ил. 247 (цв. вклейка), библиогр. 107 назв.

Рецензент— д-р техн, наук, чл.-кор. АН Республики Татарстан Р.Р. Ибатуллин

18ВК 5-88595-129-1



2503010400 - 5099 „
В-----------------без объявле

2003

БИБЛйОТ^кГ"
расноярского госуЛпр.
сменного технического
ювдста

© В.М. Валовский, К.В. Валовский, 2003
ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ................................................7

ГЛАВА 1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СВАБИРОВАНИЯ СКВАЖИН..........11

1.1.	Передвижные подъемные агрегаты.............15

1.2.	Устьевое оборудование......................70

1.3.	Скважинное оборудование....................97

1.4.	Средства контроля.........................125

1.5.	Дополнительное и специальное оборудование.143

ГЛАВА 2. ОСНОВЫ РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ УСТРОЙСТВ
ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ТЯГОВЫХ ОРГАНОВ СВАБА НА
УСТЬЕ СКВАЖИНЫ.................................151

2.1.	Определение усилий и давления осевого поджима уп-
лотнителей кабеля и каната......................151

2.2.	Расчет давления поджима радиально-поджимаемых уп-
лотнителей кабеля и каната.....................161

2.3.	Примеры расчета, анализ результатов, способы сниже-
ния величины давления в системе управления.....177

2.4.	Выводы....................................198

ГЛАВА 3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ СВАБИРОВАНИЯ
СКВАЖИН........................................201

3.1.	Способы и области применения подъема жидкости из
скважин свабами.................................201

3.2.	Вызов притока продукции из пласта свабированием при
освоении скважин................................204

3.3.	Выбор депрессии на продуктивный пласт при вызове
притока.........................................206

3.4.	Технология вызова притока из пласта в скважину сва-
бированием .....................................208

3.5.	Периодическая эксплуатация нефтедобывающих сква-
жин свабированием...............................210

3.6.	Некоторые рекомендации по выбору режима и техноло-
гических параметров свабирования................210

3.7.	Технологические приемы свабирования скважин разных
категорий по НКТ................................213
3.8.	Свабирование по эксплуатационной колонне скважины
с помощью желонки.................................220

ГЛАВА 4. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ПРОЦЕССОВ СВАБИРОВАНИЯ
СКВАЖИН...........................................223

4.1.	Теоретическая производительность и время подъема жид-
кости из скважин свабом при неустановившемся режи-
ме откачки........................................223

4.2.	Влияние параметров откачки на производительность сваби-
рования при понижающемся уровне жидкости в скважине... 227

4.3.	Сравнительный анализ способов подъема жидкости из
скважин свабом по НКТ, эксплуатационной колонне и с
помощью желонки...................................235

4.4.	Сравнение производительности способов периодической
эксплуатации нефтедобывающих скважин свабами с эк-
сплуатацией скважинными насосами..................238

4.5.	Выводы.......................................248

ГЛАВА 5. ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПРИМЕНЯЕМОГО ОБОРУДО-
ВАНИЯ НА ПРОЦЕСС ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ ИЗ СКВА-
ЖИН СВАБАМИ...............................................250

5.1.	Нагрузки в тяговом органе при подъеме жидкости свабами ...250

5.2.	Влияние параметров откачки на величину нагрузки в тя-
говом органе при свабировании.....................253

5.3.	Установление зависимости между технической характе-
ристикой оборудования, условиями откачки и техноло-
гическими параметрами при свабировании скважин....257

5.4.	Сравнительная оценка требований, предъявляемых к проч-
ности тягового органа, тяговому усилию и мощности ле-
бедки подъемного агрегата при подъеме жидкости из
скважин свабом по НКТ, эксплуатационной колонне и с
помощью желонки...................................258

5.5.	Выводы.......................................260

ГЛАВА 6. ВЛИЯНИЕ СВОЙСТВ ОТКАЧИВАЕМОЙ ИЗ СКВАЖИНЫ
СРЕДЫ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС СВАБИРО-
ВАНИЯ.............................................261

6.1.	Определение скорости движения сваба и желонки в сква-
жине с учетом свойств откачиваемой жидкости.......261
6.2.	Влияние на скорость движения сваба и желонки вязко-
сти откачиваемой жидкости, глубины погружения сва-
ба под уровень жидкости, начального уровня в сква-
жине, скорости лебедки подъемного агрегата и массы
грузов...........................................271

6.3.	Выводы......................................281

ГЛАВА 7. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ ИЗ СКВА-
ЖИН СВАБАМИ.....................................284

7.1.	Определение объема утечек и коэффициента подачи при
подъеме жидкости из скважин свабами..............285

7.2.	Экспериментальное исследование утечек и определение
коэффициентов, характеризующих гидравлическое со-
противление свабов различных типов..............293

7.3.	Влияние технической характеристики оборудования и ус-
ловий откачки на утечки и коэффициент подачи при
свабировании....................................310

7.4.	Влияние вязкости поднимаемой жидкости на коэффици-
ент подачи при свабировании.....................313

7.5.	Выводы.....................................315

ГЛАВА 8. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРИ ПОДЪ-
ЕМЕ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИН СВАБАМИ.........................318

8.1.	Сравнительный анализ технологических возможностей
комплексов оборудования для свабирования на базе
существующих подъемников........................318

8.2.	Расчет технологических параметров при подъеме жид-
кости из скважин свабами по рекуррентным соотноше-
ниям............................................326

8.3.	Влияние притока продукции из пласта на процесс сва-
бирования скважин...............................333

8.4.	Выводы.....................................340

ГЛАВА 9. ОЦЕНКА КОММЕРЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕ-
НЕНИЯ СВАБИРОВАНИЯ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
СКВАЖИН.................................................343

9.1.	Прогнозирование технологического эффекта от перево-
да скважин на эксплуатацию мобильными подъемными
установками.....................................345
9.2.	Методика расчета коммерческой эффективности экс-
плуатации скважин мобильными подъемными уста-
новками ............................................353

9.3.	Анализ структуры затрат и возможные пути повыше-
ния рентабельности эксплуатации малодебитных и не-
оборудованных скважин мобильными подъемными ус-

тановками .............................370

9.4.	Выводы...............................379

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.......................................381

ЛИТЕРАТУРА.......................................389
ВВЕДЕНИЕ

Эксплуатация нефтедобывающих скважин начинается с вызова
притока нефти из продуктивных пластов. От того, как выполнен
этот процесс, во многом зависят дальнейшие добывные возможно-
сти скважин. Сравнение известных способов вызова притока про-
дукции при освоении скважин показывает, что для многих катего-
рий их наиболее приемлемым по совокупности качеств является
один из самых старых, традиционных и универсальных способов —
свабирование. За рубежом этот способ стабильно занимает лиди-
рующее положение, техника и технология свабирования постоянно
совершенствуются. В отечественной практике способ вызова при-
тока свабированием до недавнего времени не получал должного
развития. Отчасти это связано с тем, что в техническом оснащении
способ не был доведен до уровня, обеспечивающего безопасное и
экологически чистое проведение процесса. Однако в основном по
инициативе профессора Р.А. Максутова свабирование было возрож-
дено и в отечественной практике. Высокая производительность,
простота реализации, отсутствие необходимости в большой но-
менклатуре технических средств, совместимость с различными ме-
тодами интенсификации притока и возможность эффективного
применения в осложненных условиях создают предпосылки для
широкого применения свабирования при освоении скважин различ-
ных категорий.

Другая проблема, остро стоящая во многих нефтедобывающих
регионах страны, — неуклонный рост числа скважин, добыча неф-
ти из которых при применении традиционных способов и оборудо-
вания, действующей налоговой системе и существующем уровне
цен на нефть нерентабельна. Нередко скважины эксплуатационного
фонда простаивают или вынужденно переводятся в категорию за-
консервированных из-за отсутствия средств на их обустройство,
отсутствия или выхода из строя коммуникаций и наземного обору-
дования. В качестве альтернативного способа ввода скважин из
бездействующего фонда, малодебитных и необорудованных сква-
жин без больших затрат на их обустройство, может быть использо-
вано свабирование. Его применение поможет не только вовлечь в
эксплуатацию малодебитные скважины из бездействующего фонда
(нерентабельных скважин), но и получить дополнительную добычу
нефти из новых, временно не обустроенных скважин, осуществлять
освоение, опробование и пробную эксплуатацию разведочных сква-
жин с целью уточнения технологических схем и проектов разра-
ботки с существенной экономией затрат на приобретение глубин-
но-насосного оборудования, сооружение фундаментов, подвод к
скважинам линий электропередач, сборных нефтепроводов и др.

Однако в вопросах теории подъема жидкости из скважин сва-
бами, несмотря на то, что сам этот способ давно известен и приме-
няется на практике, до настоящего времени образовался определен-
ный пробел, возможно, это связано с кажущейся простотой техно-
логии. Тем не менее эффективность применения свабирования при
освоении и эксплуатации скважин во многом определяется приме-
няемыми режимами откачки, технической характеристикой обору-
дования и степенью ее соответствия условиям откачки и свойствам
флюидов, поднимаемых из скважин. Грамотный подбор оборудо-
вания и использование оптимальных режимов подъема продукции
для конкретных скважин возможны только на основе соответст-
вующих методов расчета, которые должны учитывать особенности
неустановившегося характера откачки при свабировании, влияние
свойств поднимаемого флюида, в частности вязкости его, ограни-
чения, обусловленные технической характеристикой применяемого
оборудования, влияние на процесс неустановившегося притока из
продуктивного пласта и др. Игнорирование этих обстоятельств
приводит к существенным ошибкам в определении технических и
технологических параметров процессов и выборе оборудования,
что в конечном счете не позволяет достичь потенциально возмож-
ной высокой эффективности упомянутых способов подъема жидко-
сти на практике. До настоящего времени не были также изучены в
должной мере технические, технологические и экономические ас-
пекты эксплуатации определенных категорий скважин с примене-
нием мобильных подъемных установок, с использованием свабов
для периодического подъема продукции скважин.

Сведения об устройстве современных комплексов оборудова-
ния для свабирования, технической характеристике, особенностях
конструкции, приемах расчета оборудования и технологических
параметров, средствах и методах контроля процесса и т. п. рассре-
доточены по разным источникам, в ряде случаев устарели и нуж-
даются в корректировке с учетом современных требований. Все это
затрудняет оперативный поиск и использование необходимой ин-
формации.

Данная работа имела целью обобщить известные сведения по
технике и технологии свабирования скважин, а также осветить ряд
новых результатов, полученных за последнее время в области тео-
рии подъема жидкости из скважин свабами.

В книге рассмотрены области применения и технологические
приемы свабирования скважин, приведен обзор применяемого обо-
рудования, даны сведения о тяговых органах сваба. Выполнена
классификация устройств для герметизации тяговых органов сваба
на устье скважины. Впервые представлены основы расчета и про-
ектирования устройств для герметизации таких тяговых органов
сваба, как канат; в частности методика расчета уплотнительных
устройств нового типа с радиальным гидравлическим поджимом
уплотнителя. Подробно рассмотрены вопросы производительности
свабирования, влияния параметров применяемого оборудования и
свойств откачиваемой среды, характеристик притока продукции из
пласта во время свабирования на процесс подъема жидкости из
скважин свабами, вопросы технологической и коммерческой эф-
фективности применения свабирования для эксплуатации нефтяных
скважин. Изложена методика расчета технологических параметров
при свабировании скважин.

Многие из приведенных в книге результатов исследований яв-
ляются новыми в научном плане. В частности, впервые разработана
обобщенная математическая модель процессов подъема жидкости
из скважин свабами по колонне насосно-компрессорных труб
(НКТ), по эксплуатационной колонне, свабирования по НКТ при
разобщении кольцевого межтрубного пространства в скважине па-
кером, а также подъема жидкости свабом с помощью желонки. По-
лучены зависимости между техническими характеристиками при-
меняемого оборудования, режимами и условиями откачки, свойст-
вами поднимаемой продукции и др. Впервые исследованы утечки
поднимаемой жидкости между свабом и трубами с учетом пере-
менного перепада давления над свабом, скорости подъема сваба,
вязкости жидкости, глубины снижения уровня в скважине и т. д.,
получены аналитические выражения для определения коэффициен-
та подачи при свабировании. Обоснована минимально допустимая
скорость подъема сваба и получена формула для ее определения.
Достаточно полно исследовано влияние вязкости жидкости в сква-
жине на процессы свабирования и научно обоснованы направления
повышения эффективности подъема высоковязкой жидкости из
скважин. Впервые разработана цельная и завершенная методика
расчета технологических параметров при свабировании по рекур-
рентным соотношениям с учетом свойств поднимаемой жидкости,
условий и режимов откачки, интенсивности притока продукции из
продуктивного пласта в скважину при неустановившемся режиме
откачки. Впервые совместно рассмотрены и взаимоувязаны техни-
ческие, технологические и экономические вопросы эксплуатации
нефтяных скважин периодическим подъемом продукции свабами,
определена область рационального применения такой эксплуата-
ции, дана методика определения коммерческой эффективности для
конкретных условий.

Главы 1—3 книги написаны д-ром техн, наук В.М. Валовским,
главы 4—9 — канд. техн, наук К.В. Валовским. Представленные в
главе 2 методики расчета усилий осевого и радиального поджима
уплотнителей разработаны на основе выполненных ранее совмест-
но с инженером К.А. Ратановым исследований в области гермети-
зации круглых гладких штоков. Оформление части иллюстраций к
главам 1 и 2 выполнено инженером В.А. Балбошиным. Авторы бла-
годарны д-ру техн, наук, чл.-кор. Академии наук Республики Та-
тарстан Р.Р. Ибатуллину за ряд ценных замечаний, высказанных
при прочтении рукописи книги.

Авторы надеются, что книга окажется полезной преподавате-
лям и студентам учебных заведений нефтяного профиля, специали-
стам научно-исследовательских и проектных институтов, занятым
созданием нового нефтепромыслового оборудования и разработкой
технологий эксплуатации скважин, а также инженерно-техниче-
ским работникам нефтедобывающих предприятий.
ГЛАВА 1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СВАБИРОВАНИЯ
СКВАЖИН

Комплекс оборудования для свабирования скважин призван
обеспечить эффективное, безопасное и экологически чистое прове-
дение технологического процесса с соблюдением заданных пара-
метров и режимов. Обязательным условием является герметич-
ность устья скважины, при этом оборудование должно обеспечи-
вать возможность контроля за процессом и его безаварийное за-
вершение в случае фонтанного проявления скважины.

Свабирование может осуществляться с помощью подъемных
агрегатов для ремонта скважин, имеющих лебедку с отдельным
тартальным барабаном (например агрегата для текущего и капи-
тального ремонта скважин А-50У), а также с помощью более лег-
ких и мобильных специальных установок для свабирования, смон-
тированных на шасси грузового автомобиля высокой проходимо-

сти. Производство таких ус-
тановок начато за рубежом
(США) в 1930 гг. и продол-
жается до сих пор. Эти уста-
новки [1], как правило, снаб-
жены более короткими, по
сравнению с агрегатами для
подземного ремонта, мачта-
ми. Портативные мачты в те-
чение нескольких минут мо-
гут быть установлены в ра-
бочее положение (обычно с
помощью гидроцилиндра) и
далее выдвинуты на полную
(чаще всего около 12 м) вы-
соту телескопическим меха-
низмом. Мачты.для свабиро-
вания обычно не требуют
ветровых оттяжек, но обору-
дуются механическими или
гидравлическими домкрата-
ми-упорами для стабилиза-
ции положения мачты над

Рис. 1.1. Состав комплексов оборудования
для свабирования скважин
скважиной. Многие свабирующие установки снабжены направ-
ляющим устройством для обеспечения равномерной многослойной
навивки каната на барабан лебедки. Подъемная лебедка обычно
снабжена канатом длиной до 3000 м, диаметром порядка 14 мм.
Стандартное оборудование для свабирования включает узел сваба с
утяжеляющей штангой (грузом), лубрикатор с устройством для
герметизации каната и систему дистанционного управления им,
превенторы для каната и тройник для отвода поднимаемой жидко-
сти с обратным клапаном. Привод барабана лебедки может осуще-
ствляться от двигателя автомобиля, реже — от независимого двига-
теля. Мощность двигателя обычно составляет 150...200 л.с. Как
правило, установки снабжены направляющим и оттяжным канат-
ными роликами и предусматривают возможность использования
при свабировании как собственной мачты, так и стационарной
вышки или мачты агрегата для ремонта скважин, хотя в последних
случаях затраты времени на подготовку (разворачивание) комплек-
са оборудования с учетом монтажа канатных роликов возрастают (в
среднем на 1 ч).

Типовой состав комплексов оборудования для подъема жидко-
сти из скважин свабами схематично представлен на рис. 1.1.

В зависимости от применяемых технических средств и условий
свабирования, компоновка оборудования на скважине может осу-
ществляться по различным схемам. На рис. 1.2 показана типовая
схема компоновки при свабировании скважины подъемным агрега-
том с собственной мачтой.

На рис. 1.3 показана схема компоновки оборудования при сва-
бировании скважин с использованием лебедки безмачтового пере-
движного агрегата и мачты другого подъемника.

Последняя схема целесообразна, когда свабирование произво-
дят как промежуточную технологическую операцию в процессе
ремонта скважины, поскольку применение в таких случаях ком-
плекса для свабирования с собственной мачтой может потребовать
временного демонтажа подъемного агрегата для ремонта скважины.
Состав, назначение, устройство и техническая характеристика со-
ставных частей комплексов оборудования для свабирования сква-
жин более подробно рассмотрены в следующих разделах книги.
Рис. 1.2. Схема компоновки оборудования
при свабировании скважины подъемным агрегатом с собственной мачтой:
I — подъемник; 2 — устьевое оборудование; 3 — скважинное оборудование
Рис. 1.3 Схема компоновки оборудования при свабировании скважины
с передвижным агрегатом с лебедкой без собственной мачты:

1 — подъемник; 2 — устьевое оборудование; 3 — скважинное оборудование;

4 — оттяжной ролик; 5 — подвесной ролик;
б—мачта агрегата для ремонта
1.1. Передвижные подъемные агрегаты

Передвижной подъемный агрегат является базовой единицей
комплекса оборудования для свабирования скважин и обеспечивает
размещение оборудования и транспортирование его к месту приме-
нения, монтаж и демонтаж устьевого оборудования (при наличии
собственной мачты), спуск, в скважину и извлечение из нее свабов с
грузами и другого скважинного оборудования (желонки, клапанов,
ловителей, скребков, глубинных приборов и др.), приведение в воз-
вратно-поступательное движение с заданными параметрами (глу-
биной, скоростью) сваба при подъеме жидкости из скважины,
управление процессом свабирования и устьевым оборудованием,
приведение оборудования в транспортное положение.

Основные составные части и системы передвижных подъемных

агрегатов для свабирования скважин схематично представлены на
рис. 1.4.

Передвижной подъемный агрегат может включать как все пере-
численные составные части, так и некоторые из них. К обязатель-
ным, присутствующим во всех агрегатах и без которых невозможен
процесс свабирования, следует отнести транспортную базу, двига-
тель (транспортной базы или отдельный), трансмиссию, основную
лебедку, тяговый орган сваба, системы управления и безопасности.

Для свабирования при-
меняют как специальные
агрегаты, так и модернизи-
рованные агрегаты на базе
подъемников для подземно-
го и капитального ремонтов
скважин. Примером послед-
него является передвижной
агрегат для свабирования
скважин на базе подъемни-
ка типа АзИНМАШ-37А,
разработанный по заказу
ОАО «Татнефть» в Бугуль-
минском филиале ВНИИ-
нефти [2, 3]. Общий вид
такого агрегата в транс-
портном положении пред-
ставлен на рис. 1.5.

Подъемные агрегаты
Транспортная база (шасси)
Отдельный двигатель
Трансмиссия
Основная лебедка
Вспомогательная лебедка

Гидросистема

Пневмосистема

Мачта

Системы управления и безопасности
Кабина оператора

________Рабочая площадка________

Тяговый орган сваба

Укладчик каната (кабеля)

Рис. 1.4. Перечень основных составных
частей подъемных агрегатов
Рис. 1.5. Передвижной агрегат с комплексом оборудования для свабирования
скважин на базе подъемника АзИНМАШ-37А в транспортном положении:
1 — транспортная база; 2 — лебедка основная; 3 — мачта; 4 — кабина оператора;
5 — первичный блок контроля технологических параметров; б—система управле-
ния устройством герметизации каната; 7 — вторичный блок контроля технологиче-
ских параметров; 8 — комплект устьевого и скважинного оборудования; 9 — ука-
затель глубины; 10—превентор; 11 — гидроцилиндр подъема мачты; 12 — опоры

В качестве транспортной базы в данном случае используется
шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ или Урал. Разме-
щение на мачте агрегата в сборе устройства для герметизации кана-
та, лубрикатора с грузами и свабом, присоединенным к тяговому
органу — канату (комплект устьевого и скважинного оборудования —
поз. 8 на рис. 1.5), — обеспечивает удобство и быстроту монтажа
оборудования на скважине. После подъема мачты в рабочее поло-
жение комплект устьевого и скважинного оборудования отсоединя-
ется от мачты и на канате с помощью основной лебедки устанавли-
вается на устье скважины, после чего производятся спуск сваба и
подъем жидкости. По завершении процесса присоединенные к ка-
нату сваб с грузом вводятся внутрь лубрикатора, комплект обору-
дования крепится к находящейся в рабочем положении мачте, ко-
торая затем переводится в транспортное положение. По сравнению
со случаем применения подъемного агрегата для свабирования без
собственной мачты такой порядок операций выгодно отличается
удобством и меньшей трудоемкостью.

Кинематическая схема агрегата для свабирования скважин на
базе подъемника АзИНМАШ-37А представлена на рис. 1.6. Агрегат
16
Рис. 1.6. Кинематическая схема агрегата для свабирования скважин на базе подъемника АзИНМАП1-37А:

I, IX — валы; П, ГП — карданные валы; Ш — первичный вал; IV— вал привода гидронасоса; V — промежуточный вал;

VI—вторичный вал; УШ — вал конического редуктора; X — приводной вал; XI — барабанный вал.

1 — коробка отбора мощности; 2—5, 7,8,10,11,13 —17,19—шестерни; 6—коробка передач; 9,12 — конические шестерни;
18—паразитная шестерня; 20—раздаточная коробка; 21 — основная лебедка; 22—вспомогательная лебедка (для выдвижения
секции мачты); 23 — гидронасос, 24 — гидромотор
имеет механическую трансмиссию. Привод основной лебедки и
всех систем агрегата осуществляется от двигателя автомобиля.
Вращение от двигателя автомобиля (см. рис. 1.6) через его коробку
скоростей передается на раздаточную коробку 20, а от нее — на ко-
робку отбора мощности 1. От коробки отбора мощности через кар-
данный вал II вращение передается на первичный вал III коробки
передач 6, ат него через шестерни 3,17 на промежуточный вал V, с
которого через пары шестерен с соответствующими передаточны-
ми отношениями 16, 4-, 15, 5; 14, 7 или 13, 8 на вторичный вал VI
коробки скоростей. Далее через карданный вал VII вращение пере-
дается на вал VIII конического редуктора, с которого, в свою оче-
редь, через шестерни 9,12 и вал IX — на приводной вал X и далее
через шестерни 10, 11 — на барабанный вал XI основной лебедки
21. Шестерня 19 раздаточной коробки 20 автомобиля находится в
постоянном зацеплении с шестерней 2 коробки отбора мощности 1,
свободно сидящей на валу I. Включением зубчатой муфты враще-
ние передается валу I, ат него через карданный вал II— первично-
му валу III коробки передач 6 и далее — через шестерни 3 и 17 —
промежуточному валу V.

Шестерни 13, 14, 15 и 16, неподвижно посаженные на проме-
жуточном валу V, находятся в постоянном зацеплении соответст-
венно с шестернями 8, 7, 5 и 4, свободно сидящими на вторичном
валу VI, причем шестерни 16 и 15 зацепляются через паразитную
шестерню 18, а остальные — непосредственно. Включением зубча-
тых муфт на валу VI сообщают три скорости прямого хода и одну
скорость обратного. От вала VI через карданный вал VII вращение
сообщается валу VIII конического редуктора и через пару кониче-
ских шестерен 9 и 12 — валу IX. Приводной вал X, соединенный с
валом IX зубчатой муфтой, через шестерни 10 и 11 передает враще-
ние барабанному валу XI. Вращение свободно сидящему на валу XI
барабану сообщается через фрикционную муфту. Внутри полого
промежуточного вала V коробки передач б проходит вал IV привода
гидронасоса 23, включаемый осевой фрикционной муфтой.

Гидравлическая система обеспечивает подъем мачты и опорных
домкратов задней опоры, а также приводит в действие гидромотор 24
вспомогательной лебедки 22, служащей для выдвижения второй сек-
ции мачты агрегата. Кроме того, к насосу 23 может быть подсоедине-
на система гидравлического управления устьевым оборудованием.

Телескопические опорные винтовые домкраты задней опоры
мачты опускаются под действием собственного веса при вытаски-
18
вании фиксирующего пальца и фиксируются по высоте в трех по-
ложениях. В транспортное положение опорные домкраты подни-
маются гидравлическими цилиндрами, размещенными внутри ног
задней опоры.

Пневматическая система агрегата предназначена для усиления
тормоза, управления муфтами включения барабана лебедки, гидро-
насоса, дистанционного управления сцеплением двигателя, упора-
ми вышки и тормозом при срабатывании противозатаскивателя.

Управление всеми системами и механизмами агрегата, кроме
тормоза и кранового останова, электропневматическое. Управление
тормозом — с пневматическим усилением, от ножной педали. Ско-
рость движения сваба может изменяться путем переключения пере-
дач и бесступенчато изменением частоты вращения коленчатого вала
двигателя автомобиля. Все управление сосредоточено в отапливае-
мой кабине оператора, кроме управления подъемом и выдвижением
мачты. Последнее осуществляется дистанционно с выносного пульта.

Техническая характеристика комплекса оборудования
для свабирования скважин на базе подъемника АзИНМАШ-37А

Шасси..............................................„,..КрАЗ-260Г

Реализуемая мощность, кВт..................................154,0

Максимальное тяговое усилие

(на втором ряду намотки каната на барабане лебедки), кН.....85,0

Максимальная скорость сваба, м/с.............................5,0

Тяговый орган сваба.................................Стальной	канат

Диаметр каната, мм..........................................13...15

Разрывное усилие тягового органа, кН.................89,0.-125,5

Размеры бочки барабана лебедки (диаметрхдлина), мм.......420x800

Емкость барабана лебедки, м:

канат диаметром 13 мм....................................2300

канат диаметром 15 мм....................................2000

Максимальная скорость сваба на глубине 1000 м, м/с...........3,9

Тяговое усилие лебедки при максимальной скорости, кН........49,0

Максимальная (теоретическая) производительность, м3/сут.....91,0

Средняя подача за один ход сваба (опытные данные), м3........1,5

Предельная глубина снижения уровня в скважине, м............1800

Высота мачты от земли до оси канатного ролика, мм...........18000

Диаметр канатного ролика (по дну желоба), мм.................580

Расстояние от оси опорных домкратов до оси скважины, м.......1,5

Габаритные размеры подъемного агрегата в транспортном положении, мм:

длина...................................................10500

ширина...................................................2750

высота.................................................  4060

Масса агрегата, кг......................................   20400
В качестве основной лебедки в агрегатах типа АзИНМАШ-37А
применяется лебедка З.АПА.ОЗ. Она включает конический редук-
тор, барабанный и приводной валы, смонтированные в общей свар-
ной коробчатой станине. Барабан сварной конструкции установлен
на подшипниках качения. Муфта включения барабана фрикцион-
ная, пневматическая с дисковыми вкладышами из ретинакса, смон-
тирована внутри тормозного шкива. Общий вид лебедки показан на
рис. 1.7.

1805

Рас. 1.7. Общий вид лебедки типа З.АПА.ОЗ
Основные технические данные лебедки
типа З.АПА.ОЗ

Номинальное тяговое усилие (на втором ряде намотки каната), кН.85,0

Диаметр тартального каната, мм........................13 или 15

Канатовместимость (под канат для тартальных работ), м.2300 или 2000

Тормоз............................................Двухленточный

Фрикционная муфта................................Пневматическая

однодисковая

Управление тормозом........................Ножное пневматическое

и ручное механическое

Привод.......................................От тягового двигателя

автомобиля

Масса, кг..................................................2380

Примером специального агрегата для свабирования скважин
является созданный в Бугульминском филиале ВНИИнефти агрегат,
являющийся основой комплекса оборудования для свабирования
скважин КСС-1 [4, 5]. В этом агрегате по инициативе доктора тех-
нических наук, профессора Р.А. Максутова впервые в мировой
практике в качестве тягового органа сваба была успешно примене-
на стальная лента. В комплексе КСС-1 наиболее полно представле-
но большинство характерных систем и узлов, поэтому целесооб-
разно привести его описание более подробно.

Комплекс оборудования КСС-1 включает передвижной агрегат
с рабочей площадкой, комплекты устьевого и скважинного обору-
дования. Передвижной агрегат обеспечивает размещение оборудо-
вания и транспортировку его к месту применения (к скважине),
монтаж и демонтаж устьевого оборудования, спуск в скважину и
подъем из нее грузов, шаблонов, спуск в скважину и приведение в
возвратно-поступательное движение с заданной скоростью и дли-
ной хода свабов, контроль за положением и скоростью сваба, из-
влечение сваба из скважины, управление рабочим превентором и
сальником, сбор утечек жидкости через сальник и жидкости из по-
лостей устьевого оборудования перед его демонтажом, обеспечива-
ет. приведение оборудования в транспортное положение. Рабочая
площадка служит для обеспечения безопасных условий труда при
выполнении работ на устье скважины (монтаж и демонтаж устьево-
го оборудования, спуск в скважину и извлечение свабов, грузов,
шаблона).
Техническая характеристика комплекса КСС-1

Тяговое усилие основной лебедки
(при минимальном диаметре навивки), кН.........................30,0

Скорость подъема (спуска) сваба, м/с.............Плавно	регулируется

от 0,1 до 3,0

Тяговый орган сваба......................'...Стальная лента сечением

50 х (0,8...1,2) мм

Емкость бобины основной лебедки
(при толщине ленты 0,8 мм), м..................................2000

Тяговое усилие вспомогательной лебедки, кН......................4,0

Скорость подъема (спуска) крюка вспомогательной лебедки, м/с..до 0,2

Привод комплекса........................От двигателя автомобиля или

от электродвигателя при подключении
к промысловой трехфазной электросети
напряжением 380 В и частотой 50 Гц

Максимальная мощность,
потребляемая от двигателя автомобиля, кВт...................80,0

Высота мачты комплекса (от уровня земли), мм:
без удлинительной вставки................................8500

с удлинительной вставкой................................11000

Рабочее давление устьевого оборудования, МПа................14,0

Диаметр проходного канала устьевого оборудования, мм,  ........76

Осевое усилие, удерживаемое спайдером, кН...................30,0

Свабы под трубы внутренним диаметром, мм...................59.. .62

Масса комплекта трузов, кг.................................  200

Размер пола складной площадки, мм......................1500	х 1600

Высота установки площадки, мм;------------------------1300...1800

Габаритные размеры комплекса в транспортном положении, мм:
длина.............................................      10000

ширина.................................................  2750

высота...................................................3800

Масса комплекса оборудования, кг...........................18200

При разработке агрегата в результате анализа свойств различ-
ных типов приводов обосновано применение гидропривода основ-
ной и вспомогательной лебедок, Опор, механизма подъема мачты,
рабочего превентора и сальника для ленты, поскольку только гид-
ропривод обеспечивает требуемое сочетание свойств: взрывобезо-
пасности; широкого диапазона Плавного регулирования скорости
исполнительных органов; простоты обеспечения автоматических
режимов работы; отсутствия жесткой связи между насосами и ис-
полнительными органами, что позволяет рационально компоновать
оборудование; устойчивости работы при изменении режимов на-
гружения; высокого КПД; простоты защиты от перегрузок; просто-
ты управления; возможности широкого применения серийных из-
делии; наименьшей металлоемкости.

Схема компоновки комплекса при освоении скважины показа-
на на рис. 1.8.

Общий вид передвижного агрегата с размещенным на нем обо-
рудованием в транспортном положении показан на рис. 1.9.

Рис. 1.8. Схема компоновки комплекса оборудования КСС-1

при освоении скважины:

1 — передвижной агрегат; 2 — основная лебедка; 3 — кабина оператора; 4 —
свальная лента; 5 — мачта; б — рабочая площадка; 7 — выносные опоры; 8 —
электродвигатель; 9 — устройство для герметизации ленты; 10 — лубрикатор; 11 —
спайдер; 12—превентор; 13—сваб; 14—груз; 15—приемный клапан; 16,17,19 —
запорные органы устьевой арматуры; 18 — запорный орган с дистанционным уп-
равлением; 20—запорный орган на сборном коллекторе; 21 — обратный клапан
Рис. 1.9. Комплекс КСС-1 в транспортном положении:

1 — рама; 2 — редуктор; 3 — бобина с лентой; 4 — гидромотор основной лебедки;

5 — раздаточная коробка с блоком насосов; б — электродвигатель; 7 — гидробак;

8 — фильтры гидросистемы; 9 — мачта; 10 — ролик; 11 — гидроцилиндр мачты;

12 — барабан вспомогательной лебедки; 13 — гидромотор вспомогательной ле-
бедки; 14 — ролики; 15 — кабина оператора; 16 — контейнер для грузов и свабов;

17 — выносные опоры; 18—площадка под устьевое оборудование; 19 — устьевое
оборудование; 20 — бак сбора утечек; 21 — рабочая площадка; 22 — теплообмен-
ник; 23 — электросиловой блок; 24 — лестница

Передвижной агрегат смонтирован на шасси автомобиля высо-
кой проходимости КрАЗ и содержит раму 1 с установленным на
ней редуктором 2, на выходном валу которого закреплена бобина 3
с тяговой лентой. Бобина вращается через редуктор гидродвигате-
лем 4. На раме 1 также смонтирована раздаточная коробка 5 с бло-
ком насосов, приводимых в действие от электродвигателя б или от
коробки отбора мощности автомобиля. С противоположной сторо-
ны от двигателя размещен гидробак 7 с блоком фильтров 8. На раме
агрегата установлена складная мачта 9 с направляющим роликом
10. Подъем мачты в рабочее положение осуществляется гидроци-
линдром 11. Между редуктором 2 и мачтой 9 размещена вспомога-
тельная лебедка 12 с гидродвигателем 13. Для направления троса
вспомогательной лебедки служат шкивы 14, смонтированные на
мачте. Слева от мачты по ходу агрегата установлена на раме кабина
оператора 75. Справа от мачты размещен контейнер под грузы 16.
Для снятия нагрузки с шасси автомобиля и придания большей ус-
тойчивости при работе агрегата, служат выносные опоры 17, закре-
пленные на поперечной балке рамы агрегата.

В задней части рамы агрегата расположена площадка 75 с за-
крепленным на ней устьевым оборудованием 19, здесь же располо-
жен бак для сбора утечек 20. К площадке 75 крепится рабочая пло-
щадка 21 для выполнения работ с устьевым оборудованием на сква-
жине. В передней части рамы агрегата размещен теплообменник 22,
служащий для обогрева кабины оператора и устья скважины при ра-
боте в холодное время года. Здесь же установлен электросиловой
блок 23, в котором размещена часть электрооборудования агрегата.
На платформе агрегата в транспортном положении закреплена лест-
ница 24. Управление и контроль работой комплекса оборудования
осуществляются из кабины оператора. Гидравлическая распредели-
тельная и контрольно-регулирующая аппаратура установлены исхо-
дя из специальных требований к размещению и по возможности ря-
дом с исполнительными устройствами, а так же исходя из удобства
обслуживания. Все составные части комплекса оборудования раз-
мещены на передвижном агрегате, что обеспечивает высокую транс-
портабельность оборудования. При взаимной компоновке узлов на
раме агрегата учитывалось требование обеспечения равномерной
нагрузки рамы и обеспечения положения центра тяжести агрегата, не
ухудшающего ходовые качества и устойчивость транспортной базы.

Кинематическая схема агрегата представлена на рис. 1.10.

Вращение от двигателя автомобиля посредством кардана 7 пе-
редается к раздаточной коробке агрегата 2, где распределяется ме-
жду насосами 3, 4 и 5. Предусмотрено приведение в действие насо-
сов от электродвигателя 6. В этом случае вращение на раздаточную
коробку 2 передается с помощью клиноременной передачи 7. Под-
ключение электродвигателя производится посредством рычага 5,
управляющего муфтой сцепления 9.
Рис. 1.10. Кинематическая схема КСС-1:

1 — кардан; 2 — раздаточная коробка; 3—5 — гццронасосы; 6 — электродвига-
тель; 7 — клиноременная передача; 8 — рычаг; 9 — муфта сцепления; 10 — боби-
на; 11 — редуктор основной лебедки; 12,14,16 — гидромоторы; 13 — вспомога-
тельная лебедка; 15 — теплообменник; 17—19 — гидроцилиндры; 20 — устройст-
во для герметизации стальной ленты; 21 — универсальный превентор

Бобина 10 основной лебедки, закрепленная на выходном валу
редуктора 11, приводится во вращение гидромотором 12. Барабан
вспомогательной лебедки 13 приводится во вращение через редук-
тор гидромотором 14. Вентилятор теплообменника 15 приводится в
действие гидромотором 16.

Подъем и опускание мачты осуществляется с помощью гидро-
цилиндра 17. Разгрузка шасси автомобиля выполняется с помощью
выносных опор 18, 19. От гидросистемы управляются также уст-
ройство для герметизации стальной ленты 20 и универсальный пре-
вентор 21. Структурная схема гидросистемы комплекса КСС-1 по-
казана на рис. 1.11. Гидросистема выполнена двухконтурной по
Рис. 1.11. Структурная схема гидросистемы КСС-1:

1 — гидробак; 2, 3 — насосы первого контура; 4 — насос второго контура; 5 —
ручной аварийный насос; б, 7—фильтры; 8 — гидромотор основной лебедки; 9 —
гидромотор вспомогательной лебедки; 10 — гидромотор теплообменника; II, 12 —
гидроцилиндры выносных опор; 13 — гидроциливдр подъема мачты; 14 — уни-
версальный превентор; 15 — устройство для герметизации тягового органа сваба
(стальной ленты); 16 — гидроциливдр тормоза основной лебедки; 17—25 — гид-
рораспределители; 26—29 — предохранительные клапаны; 30 — дроссель; 31 —
напорный золотник; 32—тормозной клапан; 33 — гидроаккумулятор
открытой схеме. В системе управления основной лебедкой (в пер-
вый контур) введены тормозной клапан и напорный золотник,
обеспечивающие устойчивую работу системы на всех режимах, в
том числе и с «попутной» нагрузкой.

Вспомогательная лебедка включена во второй контур гидро-
системы. В гидросистему введен гидроаккумулятор, который, на-
ряду с ручным насосом, обеспечивает возможность управления
устьевым оборудованием, гидроцилиндром мачты и выносными
опорами в случае выхода из строя насоса второго контура гидро-
системы или остановки приводного двигателя.

Структурная электросхема комплекса КСС-1 показана на рис. 1.12.

Все элементы и узлы схемы выполнены с учетом требований
взрывобезопасности. Силовой блок вынесен за пределы взрыво-
опасной зоны. В остальных блоках применен вид защиты — искро-
безопасная электрическая цепь. Коммутация силовых цепей осуще-
ствляется посредством бесконтактных элементов — тиристорных
ключей, а световая индикация режимов работы — взрывобезопас-
ными светодиодными индикаторами. Электрическая схема состоит
из следующих основных функциональных узлов: силового блока,
блока питания, блока обработки, пульта управления, исполнитель-
ных элементов и других потребителей.

Силовой блок обеспечивает электропитание всех потребителей,
входящих в состав комплекса, автоматический выбор источника пер-
вичного электропитания (промышленная сеть 380 В, либо бортовая
сеть автомобиля), а также общий пуск систем комплекса. Блок пита-
ния обеспечивает питание потребителей переменным напряжением
110 В в режиме работы от бортовой сети автомобиля, стабилизиро-
ванное напряжение 15 В для питания блока обработки, считывание
магнитных меток с ленты с выдачей сигнала в блок обработки, комму-
тацию электропитания электромагнитов и других потребителей ком-
плекса. Блок питания включает: преобразователь напряжения на 110 В
и стабилизатор напряжения 15 В, блок считывания меток, датчиком
которого является магнитомодуляционный преобразователь, установ-
ленный на мачте агрегата, тиристорные ключи управления и усили-
тель мощности громкоговорящей связи. Блок обработки пред назначен
для преобразования команд, поступающих с пульта управления, в
сигналы управления электромагнитами, для регистрации магнитных
меток и управления световой и звуковой индикацией этих меток на
пульте управления, для управления световыми индикаторами режи-
мов работы привода на пульте управления. Блок обработки обеспе-
Рис. 1.12. Структурная электросхема системы управления комплекса КСС-1
чивает работу привода в автоматическом режиме, а также автома-
тическую остановку привода в аварийных ситуациях.

Пульт управления обеспечивает управление работой комплекса
оборудования и включает блоки указателя скорости, указателя глу-
бины, предварительный усилитель громкоговорящей связи, счетчик
циклов, кнопки и тумблеры управления, оптические и звуковой ин-
дикаторы режимов работы привода и аварийного состояния, прибо-
ры контроля двигателя автомобиля. Органы управления, контроль-
но-измерительные приборы и блоки электросхемы — питания, обра-
ботки и пульт управления размещены в кабине оператора (рис. 1.13).

Рис. 1.13. Кабина оператора с пультом управления:

1 — рукоятка управления основной лебедкой; 2 — кнопка остановки двигателя: 3 —
индикатор давления масла в двигателе; 4 — индикатор температуры двигателя; 5 —
индикатор температуры теплообменника; 6—указатель температуры масла в гидро-
системе; 7—9 — манометры гидросистемы; 10 — индикатор меткоуловителя; 11 —
динамик; 12 — указатель скорости сваба; 13 — указатель глубины; 14 — счетчик цик-
лов; 15 — громкоговорящее устройство; 16—выключатель освещения кабины; 17 —
выключатель освещения устья и агрегата; 18 — регулятор давления поджима сальни-
ка; /9 — тумблер переключения насосов; 20 — рычаг включения поджима сальника;
21 — рычаг управления превентором; 22—рычаг управления мачтой; 23—рукоятка
управления вспомогательной лебедкой; 24, 25, 27 — индикаторы срабатывания ог-
раничителей; 26 — кнопка блокировки ограничителей; 28 — кнопка включения ав-
томатического режима; 29 — индикатор включения автоматического режима; 30 —
кнопка включения питания элекгросхемы; 31 — кнопка отключения питания элек-
тросхемы; 32—блок питания; 33—35—индикаторы режимов основной лебедки
Пульт оператора выполнен с учетом эргономических требова-
ний к конструкции и размещению органов управления, приборов,
индикаторов. Для обеспечения нормальных условий труда в кабине
оператора служит система отопления и вентиляции рис. 1.14.

Теплообменник обеспечивает передачу тепловой энергии от
выхлопных газов автомобиля воздуху, идущему на обогрев кабины
и устья скважины. Конструктивно теплообменник выполнен из
двух наборов трубок: по первому набору проходят выхлопные газы,
по второму — нагреваемый воздух. Теплопередача от выхлопных
газов воздуху происходит через масло, которым заполнена полость
теплообменника. Такое наполнение теплообменника позволяет из-
бежать попадания выхлопных газов в воздух в случае прогара тру-
бок и сгладить колебания температуры воздуха идущего на обогрев

Рис. 1.14. Схема системы отопления и вентиляции КСС-1:

1 — теплообменник; 2—вентилятор; 3 — рукоятка управления; 4—воздухорас-
пределительная коробка; 5 — воздухопровод; 6—теплоэлектронагревательные
элементы; 7—искрогаситель
при изменении режима работы двигателя автомобиля [6]. Тепло-
электронагревательные элементы служат для подогрева воздуха,
нагнетаемого вентилятором, при неработающем двигателе автомо-
биля и при подключении к промысловой электросети. Воздухорас-
пределительная коробка предназначена для распределения потока
воздуха, идущего от теплообменника, в кабину оператора или на
устье скважины. Возможна также подача воздуха и в кабину и на
устье одновременно. Управление заслонкой осуществляется руко-
яткой, расположенной в кабине оператора.

Для обеспечения нормальных условий труда на устье скважи-
ны при выполнении монтажа и демонтажа устьевого оборудования,
спуске и извлечении скважинного оборудования и т. д. служит ра-
бочая площадка, шарнирно соединенная с рамой агрегата. В рабо-
чем положении площадка в зависимости от высоты устьевого обору-
дования скважины может выставляться по высоте на 1300... 1800 мм
от уровня земли. Установка площадки и ее приведение в транс-
портное положение производятся с помощью вспомогательной ле-
бедки агрегата.

Комплекс оборудования КСС-1 разработан с учетом современ-
ных требований безопасности [5]. Совокупность систем и элемен-
тов комплекса, обеспечивающих безопасность труда и выполнение
экологических требований, приведена на рис. 1.15.

Выполнение гидросистемы двухконтурной с питанием каждого
контура от отдельных насосов и применение в контуре привода ос-
новной лебедки двух параллельно включенных насосов обеспечи-
вают возможность завершения процесса в случае выхода из строя
одного из насосов. Предохранительные клапаны ограничивают дав-
ление в нагнетательных линиях гидросистемы, предотвращая пре-
вышение тягового усилия лебедок, предохраняя, в частности, тяго-
вый орган (стальную ленту) от обрыва, например при застревании
сваба в колонне труб при подъеме. Тормоз с гидравлическим толка-
телем автоматически затормаживает основную лебедку в случае
падения давления в гидросистеме и выполняет функцию аварийно-
го тормоза при возникновении неисправностей в гидросистеме, свя-
занных, например, с потерей герметичности нагнетательных линий.

Важную роль в обеспечении безопасности и улучшении усло-
вий труда играет система управления и автоматики комплекса.

Для случаев длительной работы в установленном режиме (при
дренировании призабойной зоны или пробной эксплуатации сква-
жины), в системе управления предусмотрен автоматический режим
Рис. 1.15. Системы и элементы безопасности КСС-1

работы с заданными параметрами: скоростью, глубиной спуска и
длиной хода сваба. С целью предотвращения удара сваба по усть-
евому оборудованию предусмотрена система контроля подхода
сваба к устью скважины по магнитным меткам, наносимым на тя-
говый орган сваба — стальную ленту, — в заданных местах, соот-
ветствующих расстояниям сваба от устья 20...30 и 10... 15 м. Про-
хождение первой метки мимо датчика меткоуловителя сопровожда-
ется звуковым и световым сигналами в кабине оператора. По вто-
рой метке привод останавливается и оператор для дальнейшего
подъема сваба должен запустить привод нажатием кнопки на пуль-
те управления. Для наглядного представления о местонахождении
сваба в скважине в каждый момент времени предусмотрен ориги-
нальный указатель положения сваба, имеющий шкалу, на которой
нанесены отметки, соответствующие глубине скважины, и метку
сваба, перемещаемую сельсинной передачей вдоль шкалы син-
хронно движению сваба в скважине. Таким образом оператор не-
прерывно получает наглядную информацию о месте нахождения
сваба в скважине с точностью до нескольких метров. Из других
технических решений, направленных на облегчение труда персона-
ла, может быть отмечено применение для перевозки свабов специ-
альных контейнеров, позволяющих выполнять промывку свабов
растворителями загрязнений в процессе транспортирования с ис-
пользованием транспортной тряски [7].

Комплекс КСС-1 на скважине показан на рис. 1.16.

Дальнейшим развитием идеи использования стальной ленты в
качестве тягового органа сваба явилось создание компанией
«РАНКО» (г. Москва) по заказу ОАО «Оренбургнефть» на базе
опыта проектирования и эксплуатации комплекса КСС-1 нового,
более мощного агрегата для свабирования скважин с гидроприво-
дом типа КСЛ-2500, рассчитанного на применение упрочненной

Рис. 1.16. Комплекс КСС-1 на скважине
стальной ленты сечением 50,0x1,5 мм. Благодаря применению в
гидроприводе лебедки регулируемого насоса, агрегат обеспечивает
бесступенчатое изменение скорости сваба в широком диапазоне.
Другой отличительной особенностью привода лебедки агрегата яв-
ляется применение четырех включенных параллельно аксиально-
поршневых гидромоторов, передающих вращение через закреплен-
ные на выходных валах шестерни на общую шестерню большого
диаметра, соединенную с барабаном лебедки. Это обеспечило пе-
редачу необходимого крутящего момента на барабан лебедки при
малых габаритах и массе трансмиссии. Привод всех систем агрегата
осуществляется от двигателя автомобиля.

Техническая характеристика комплекса оборудования для свабирования
скважин КСЛ-2500

Транспортная база.....................Автомобиль	"Урал-4320-1911-30"

Двигатель.................................................ЯМЗ	238 М2

Тяговый орган......................................Стальная	лента

сечение, мм.............................................50x1,5

длина, м...............................................  2500

материал....................................1....Сталь 30ХГСА

разрывное усилие, кН...............................80,0... 100,0

Емкость барабана лебедки, м.................................2500

Максимальное тяговое усилие, кН.............................50,0

Максимальная скорость подъема сваба с глубины 1000 м, м/с.....4,0

Реализуемая мощность, кВт..................................160,0

Параметры гидропривода:

основной насос...................Аксиально-поршневой,	реверсив-

ный с пропорциональным электро-
гидравлическим регулированием марки
А4У6250ЕР фирмы "Манесманн-Рексротг"
вспомогательные насосы...........................НШ-32	и НШ-50

гидромоторы привода лебедки (4 шт).Аксиально-поршневые, ревер-

сивные, нерегулируемые марки
А2РМ250 фирмы "Манесманн-Рексротг"

рабочее давление в гидросистеме, МПа......................35,0

Высота мачты (от земли до оси ролика), мм...................15600

Габаритные размеры в транспортном положении, мм:
длина..................................................  12480

ширина....................................................2626

высота....................................................4300

Масса навесного оборудования (с учетом массы ленты и заправки мас-
ла), кг......................................................9630

Масса комплекса, кг.........................................18200
Другим примером специального агрегата для свабирования
скважин могут быть установки АС-10 и АС-ЮМ, разработанные
ООО «Синергия-Лидер» (г. Пермь). Модели отличаются только на-
личием собственной мачты: установка АС-ЮМ оборудована мач-
той, а на установке АС-Ю ее нет. Установка АС-ЮМ показана на
рис. 1.17 (см. цв. вклейку).

Зависимость максимального тягового усилия, развиваемого ле-
бедкой установки АС-ЮМ, от скорости подъема сваба приведена
на рис. 1.18.

Установка АС-ЮМ обеспечивает работу как с собственной, так
и с другой мачтой, например мачтой агрегата для подземного ре-
монта скважин.

К существенным недостаткам установки АС-ЮМ следует отне-
сти отсутствие в базовой модели утепленной кабины оператора.

Техническая характеристика установки АС-ЮМ

Шасси........................................"Урал	55571-1122-30"

Колесная формула...........................................6x6

Максимальная транспортная скорость, км/ч..................70,0

Скорость подъема сваба, м/с:
минимальная..............................................0,3

максимальная............................................6,3

Время спуска сваба на глубину 2000 м, мин_________________  18

Время подъема сваба с объемом жидкости до 1 м3
с глубины 2000 м, мин........................................8

Длина каната, м...........................................3000

Высота мачты, мм.........................................16000

Время приведения агрегата в рабочее положение, мин..........20

Габаритные размеры в транспортном положении, мм:
длина..................................................11000

ширина.................................................2500

высота.................................................3800

Полная масса, кг.........................................19000

"Спецавтотехника" (г. Москва) предлагает установку для сваби-
рования скважин типа ЛСГ- 40 (рис. 1.19, см. цв. вклейку) с одно-
секционной мачтой и канатом в качестве тягового органа сваба.

Основная лебедка установки имеет гидропривод, выполненный
по открытой схеме с дроссельным регулированием скорости вра-
щения барабана. Глубина спуска сваба и натяжение каната опреде-
ляются с помощью мерного ролика, установленного на мачте вбли-
Рис. 1.18. Максимальное тяговое усилие лебедки установки АС-ЮМ
в зависимости от скорости подъема сваба

зи от направляющего ролика. При транспортировании устьевое и
скважинное ^орудование размещается на площадке установки ря-
дом с основной лебедкой.

Техническая характеристика установки ЛСГ-40

Шасси..............................................."Урал	4320"

Тяговое усилие лебедки, кН:
номинальное...........................................40,0

максимальное..........................................80,0

Диаметр каната, мм.......................................12,5

Максимальная глубина спуска сваба, м.....................3000

Максимальная скорость сваба, м/с..........................2,2

Высота мачты от земли до оси ролика, мм.................12500

Для монтажа устьевого оборудования предусмотрена вспомо-
гательная лебедка с червячным редуктором и гидроприводом (ана-
логичная вспомогательной лебедке агрегата КСС-1), размещенная в
основании мачты. Управление исполнительными устройствами
гидросистемы (гидромоторами, гидроцилиндрами) осуществляется
с помощью распределителей с механическим приводом.

Для свабирования скважин применяются и геофизические ка-
ротажные подъемники с геофизическим грузонесущим кабелем или
стальным канатом в качестве тягового органа сваба. Каротажный
подъемник типа ПКС-5 показан на рис. 1.20.
Рис. 1.20. Каротажный подъемник ПКС-5:

1 — шасси автомобиля "Урал-375А"; 2 — кузов; 3 — пульт лебедчика; 4 — спуско-
подъемный агрегат; 5 — блок направляющий; б — блок роторный; 7 — блок под-
весной; 8 — каротажные грузы; 9 — диван; 10 — педаль дублера управления сце-
плением; 11 — рычаг переключения КПП; 12 — рукоятка корректора кабелеук-
ладчика; 13 — рычаг ручного тормоза барабана; 14 — рычаг управления редукто-
ром; 15 — огнетушитель; 16—запасное колесо

Подъемник смонтирован на шасси автомобиля высокой про-
ходимости "Урал". Лебедочный блок и кабина оператора выпол-
нены в едином кузове, разделенном перегородкой. Подъемник не
имеет собственной мачты. Привод лебедки осуществляется от
двигателя автомобиля через механическую трансмиссию. Кине-
матическая схема каротажного подъемника ПКС-5 приведена на
рис. 1.21.

Движение от двигателя автомобиля 1 через коробку переме-
ны передач 2 и коробку отбора мощности 3 посредством кардан-
ной передачи 4 передается на входной вал двухскоростного ре-
дуктора 5.

С выходного вала редуктора движение посредством двухряд-
ной цепной передачи 6 через управляемую пневмоцилиндром 11
зубчатую муфту передается валу барабана лебедки 5, откуда син-
хронное вращение через цепную передачу 10 передается на диф-
ференциальный редуктор укладчика кабеля 9. Дифференциальный
редуктор имеет выход для ручной корректировки укладки кабеля
на барабане с помощью рукоятки 7. Скорость движения сваба за-
дается путем переключения передач в коробке перемены передач
автомобиля и переключением двухскоростного редуктора. Пять
Рис. 1.21. Кинематическая схема каротажного подъемника ПКС-5:

1 — двигатель; 2 — коробка перемены передач; 3 — коробка отбора мощности;
4 — карданная передача; 5 — двухскоростной редуктор; 6—цепная передача; 7 —
рукоятка корректора кабелеукладчика; 8 — барабан; 9 — кабелеукладчик; 10 —
привод кабелеукладчика; 11 — пневмоцилиндр муфты цепной передачи

ступеней коробки передач и две ступени редуктора позволяют
производить спуск сваба с двумя, а подъем с десятью скоростями.
При необходимости скорость сваба может бесступенчато регули-
роваться изменением частоты вращения коленчатого вала двига-
теля автомобиля. Свободное вращение барабана лебедки обеспе-
чивается наличием кулачковой муфты между звездочкой цепной
передачи и барабаном. Управление муфтой — дистанционное
пневматическое из кабины оператора.

Так как каротажный подъемник ПКС-5 не имеет собственной
мачты, при свабировании должна быть задействована мачта друго-
го подъемного агрегата, либо буровая вышка, если свабирование
производится в процессе бурения скважины. Компоновка оборудо-
вания при свабировании скважины с применением каротажного
подъемника показана на рис. 1.22 (см. цв. вклейку).
Техническая характеристика комплекса для свабирования скважин
на базе каротажного подъемника ПКС-5

Шасси................................................."Урал	43203"

Отбираемая мощность для привода лебедки, кВт................28,5

Тяговый орган сваба.........................Геофизический кабель,

стальной канат
диаметр кабеля, мм.................................8,8...12,5

диаметр каната, мм.........................................13

разрывное усилие, кН:

кабеля........................................55,0...90,0

каната...............................................89,0

Скорость подъема сваба, м/с:
минимальная.............................................0,028

максимальная.............................................2,36

Размеры барабана лебедки, мм:
диаметр бочки.............................................500

длина бочки...............................................760

Вместимость барабана лебедки, м:
кабеля диаметром 8,8 мм..................................7000

кабеля диаметром 12,5 мм.................................4000

каната диаметром 13,0 мм.................................2400

Тяговое усилие на первых двух рядах намотки, кН:
при минимальной скорости.................................60,0

при максимальной скорости................................14,0

Максимальная скорость сваба на глубине 1000 м, м/с...........0,7

Максимальная (теоретическая) производительность, м3/сут.....17,0

Глубина снижения уровня, м.................................700

Габаритные размеры, мм:
длина..................................................8020

ширина.................................................2550

высота.................................................3200

Масса полная, кг.........................................13150

ОАО «Туймазинский завод геофизического оборудования и аппа-
ратуры» выпускает ряд модификаций геофизических подъемников, в
частности ПКС-5М, ПКС-5-04М и ПКС-5Г-04М с расширенным диапа-
зоном скоростей кабеля от 0,01 до 2,8 м/с. Подъемники ПКС-5-04М и
ПКС-5Г-04М смонтированы на шасси автомобиля "Урал 4320-1912-30"
и имеют увеличенный и более комфортабельный кузов. Габаритные
размеры подъемников: длина составляет 9700 мм, ширина — 2550 мм,
высота—3750 мм, полная масса — 20650 кг. Под ъемник ПКС-5Г-О4М
отличается гидравлическим приводом лебедки. Система управления
лебедкой позволяет задавать и поддерживать скорость кабеля, а
также предельные параметры натяжения кабеля и глубины.
а

Рис. 1.17. Установка для свабирования АС-ЮМ:
а —в рабочем положении; б — с опущенной мачтой
Рис. 1.19. Установка для свабирования скважин ЛСГ-40

Рис. 1.22. Установка каротажного подъемника ПКС-5
при свабировании скважины:

1 — каротажный подъемник; 2 - блок направляющий; 3 - блок подвесной;

4 — датчик глубины; 5 — датчик натяжения; 6 — подвеска; 7 — элеватор;

8 — устьевое оборудование; 9 — измеритель длины и натяжения
1 — корпус, 2 — лезвия,

3 - пружины, 4 - винт,

Ы К)

1 - корпус; 2 - поршень; 3 — нож;

4 — заглушка с промывочным каналом

б
в

1 - корпус, 2 — лезвия, 3 — пружины,
4 - винт, 5 - разрезное кольцо

1 — корпус, 2 - толкатель, 3 - салазки,
4 — плашки, 5 — шкала, 6 - упорная гайка

Рис. 1.113. Скребки для подготовки колонн труб к свабированию:

« — скребок фирмы Бекер; б — скребок “Кыргыч” (ТатНИПИнефть);

в - механический скрепер ОАО “Ижнефтемаш”; г - скребок для подготовки
колонны НКТ к свабированию (ТатНИПИнефть)
ОАО «Мытищинский приборостроительный завод» (г. Мыти-
щи) разработан с учетом специфики свабирования и запущен в
производство геофизический подъемник с механическим приводом,
отличительной особенностью которого является силовой планетар-
ный редуктор, размещенный внутри барабана лебедки. При одина-
ковом усилии на кабеле нагрузка на тяговую цепь и наиболее на-
груженные подшипники редуктора, по сравнению с традиционной
схемой, уменьшена втрое. В автоматическом кабелеукладчике при-
менена усиленная каретка, установлены специальные подшипники
скольжения, исключающие поломку каретки. Пневматический тор-
моз барабана лебедки имеет редуцирующий клапан, что позволяет
плавно менять режим торможения при свободном спуске. Подъем-
ник монтируется на шасси автомобилей "Урал 4320", "Урал 5557"
или "Урал 4320-1912-30" с удлиненной базой. Вместимость бараба-
на лебедки — до 5500 м кабеля диаметром 12,1 мм. Диапазон ско-
ростей кабеля при спуске от 0,006 до 1,8 м/с, при подъеме — от
0,006 до 2,22 м/с. Максимальное тяговое усилие лебедки (на первых
двух рядах намотки кабеля на барабан) — 100,0 кН, тяговое усилие
на первых двух рядах намотки кабеля на барабан при максималь-
ной скорости движения кабеля — 50,0 кН.

ОАО НПФ «Геофизика» (г. Уфа), по заказу Альметьевского
управления геофизических работ ОАО «Татнефтегеофизика» соз-
дан специальный каротажный подъемник ПКС-5ГСВ с раздвижной
мачтой и двумя лебедками, одна из которых предназначена для
свабирования, другая — для каротажных работ (рис. 1.23, см. цв.
вклейку). Подъемник смонтирован на удлиненном шасси автомо-
биля КамАЗ. На открытой платформе подъемника установлены две
лебедки с раздельным гидромеханическим приводом, складная раз-
движная мачта, гидроцилиндры подъема мачты.

Кроме того, на платформе размещены устройство для измере-
ния длины, скорости, натяжения и укладки кабеля на барабаны ле-
бедок, а также устьевое оборудование (лубрикатор, устройство для
герметизации кабеля). Гидропривод лебедок выполнен по схеме с
«замкнутой циркуляцией» с объемно-дроссельным регулированием
скорости. Силовой регулируемый насос приводится в действие от
коробки отбора мощности автомобиля.

Вращение от гидромоторов к барабанам лебедок передается
через планетарный редуктор и цепную передачу. Укладчик кабеля
размещен в основании мачты и приводится в действие гидроприво-
дом. Управление подъемником осуществляется из кабины машини-
ста, в которой размещены органы управления лебедками, компью-
теризированный геофизический информационный комплекс, блоки
питания и управления скважинными приборами. Комплекс оснащен
автономным дизель-электрическим генератором, обеспечивающим
работу на неэлектрифицированных скважинах. В зависимости от
конкретных условий и наличия оборудования на скважине подъемник
ПКС-5ГСВ может работать как с использованием мачты подъемно-
го агрегата или буровой вышки (по схеме, показанной на рис. 1.22),
так и с собственной мачтой.

Наличие двух лебедок позволяет сократить время между опе-
рациями свабирования и исследования скважин. С помощью данно-
го подъемника, в частности, осуществляется технология перфора-
ции эксплуатационных колонн скважин на депрессии, когда перед
прострелом стенок колонны скважины в ней снижается уровень
жидкости свабированием по НКТ. Затем через колонну НКТ в за-
данный интервал спускается малогабаритный кумулятивный пер-
форатор и производится вскрытие продуктивного пласта, после че-
го сразу производится свабирование скважины для вызова притока.
Для определения гидродинамических характеристик пласта регист-
рируется кривая восстановления давления в скважине автономны-
ми глубинными манометрами, доставляемыми на ограничительное
седло колонны НКТ на кабеле. Подъемник также обеспечивает воз-
можность исследования скважин геофизическими приборами с це-
лью определения работающих пластов и прослоев, состава пласто-
вого флювда, источников обводнения добываемой продукции неф-
тяных скважин и др.

Техническая характеристика каротажного подъемника ПКС-5ГСВ

Транспортная база...................Шасси	автомобиля КамАЗ 53228

Область применения ...................Скважины	глубиной до 5000 м

Диапазон скоростей кабеля, м/с...................0,0028...2,78

Максимальное тяговое усилие
(на первых двух рядах намотки кабеля на барабан), кН......40,0

Максимальный крутящий момент не барабане лебедки, кН-м....50,0

Мощность на барабане лебедки, кВт.........................25,0

Высота мачты, мм.........................................13000

Мощность потребителей электроэнергии, кВт..................3,0

Габаритные размеры, мм:
длина..................................................9950

ширина.................................................2490

высота.................................................3750

Полная масса, кг.........................................24000
ОАО «Красный пролетарий» (г. Стерлитамак) предлагает не-
сколько модификаций подъемных агрегатов для ремонта и сваби-
рования скважин. Эти агрегаты показаны на рис. 1.24 (см. цв.
вклейку).

Агрегаты А2-32, А2-32К и А4-32 имеют привод лебедки от ко-
робки передач через конический редуктор и зубчатую передачу,
отличаются в основном транспортной базой и смонтированы соот-
ветственно на шасси автомобилей "Урал 4320-1912-30", КамАЗ 43118
и КрАЗ 260Г-0000020.

Техническая характеристика агрегатов
А2-32, А2-32К и А4-32

Наибольшее натяжение каната на втором ряду намотки, кН......85,0

Диаметр барабана лебедки, мм................................420

Диаметр тартального каната, мм............................13...15

Скорость каната, м/с:

минимальная..................................0,54 (0,72*; 0,54**)

максимальная................................. 6,09	(5,25*; 4,95**)

Число скоростей подъема...........................................5

Вышка................................Телескопическая,	двухсекционная

с открытой передней гранью

Высота от земли до оси ролика, м................18,2 (18,0*; 18,13**)

Габаритные размеры, мм:

длина.....................................................10020

ширина.......................................2750 (2500*; 2750**)

высота.......................................4200 (3990*; 4250**)

Масса, кг................................... 18680	(20000*; 20610**)

*	Для агрегата А2-32К.

*	* Для агрегата А4-32.

Подъем вышки в рабочее положение в агрегатах типа А2-32 и
А4-32 осуществляется двумя гидравлическими домкратами. Вы-
движение верхней секции мачты — канатом с помощью специаль-
ной лебедки с гидроприводом. Источником давления в гидросисте-
ме служат насосы НШ-50Л, приводимые в действие от коробки пе-
редач привода основной лебедки через две коробки отбора мощно-
сти. От гидросистемы приводятся в действие также гидродомкраты
опор. Пневмосистема подъемных агрегатов обеспечивает привод
основных оперативных элементов управления: тормоза лебедки,
сцепления двигателя, останова двигателя, включения фрикционной
муфты барабана лебедки, коробок отбора мощности гидронасосов.
Управление тормозом ножное пневматическое, сдублированное с
ручным механическим.

Подъемные агрегаты А5-40 и А5-40М смонтированы соответ-
ственно на шасси автомобилей КрАЗ 260Г-0000020 и "Урал 4320-
1912-30", отличаются моноблочной «А»-образной вышкой, а также
повышенным тяговым усилием лебедки.

Технические данные агрегатов
А5-40 и А5-40М

Наибольшее натяжение каната на втором ряду

намотки на барабан, кН.......................................105

Скорость каната, м/с:
минимальная...........................................0,54 (0,75*)

максимальная.......................................4,95 (6,09*)

Высота вышки от земли до оси ролика, м......................17,0

Габаритные размеры, мм:

длина..........................................15310(15794*)

ширина..................................................2750

высота............................................3880	(3842*)

Масса, кг............................................20080	(19850*)

* Для агрегата А5-40М.

В некоторых зарубежных агрегатах для свабирования для при-
вода лебедки применен отдельный двигатель [1, 8]. Однако данное
направление не нашло развития и современные подъемные агрега-
ты для свабирования скважин, как правило, имеют привод лебедки
от двигателя транспортной базы.

Примером современной легкой и мобильной зарубежной уста-
новки для свабирования может служить агрегат ХУТ 5140 ТСУ (КНР)
[9], рис. 1.25 (см. цв. вклейку).

В этой установке энергия от двигателя шасси через коробку
передач (редуктор) и трансмиссионный вал приводит во вращение
барабан канатной лебедки. Скорость вращения барабана при подъ-
еме и спуске тягового органа и подъеме и опускании мачты может
регулироваться гидравлическим и пневматическим приводами.
Мощность, затрачиваемая на подъем жидкости, и глубина уровня
жидкости в скважине отображаются на специальном дисплее.
Техническая характеристика
7УТ5140ТСУ

Модель шасси...........................................Е(Д1410

Максимальное тяговое усилие, кН:
при минимальном диаметре барабана......................80,0

при максимальном диаметре барабана.....................42,0

Максимальная рабочая глубина, м...........................2300

Скорость подъема, м/с..................................0,5.. .0,8

Высота мачты, м.............................................12

Вместимость барабана (канат диаметром 13 мм), м...........2600

Рабочее давление в гидросистеме, МПа......................10,0

Давление в пневмосистеме, МПа-.........................0,6...0,8

Оригинальное техническое решение по оснащению каротажно-
го подъемника собственной мачтой для свабирования скважин реа-
лизовано компанией 8сЫигпЬег§ег (рис. 1.26, см. цв. вклейку). В ка-
честве шасси агрегата использован автомобиль "Урал", глубина
спуска сваба 3500 м, максимальный вес поднимаемого столба жид-
кости 45 кН. Агрегат оснащен системами контроля глубины спуска
сваба и скорости лебедки.

В последнее время за рубежом свабирование находит примене-
ние и как способ эксплуатации малодебитных скважин и скважин
необорудованных установками по добыче нефти. Для этих целей
созданы специализированные комплексы оборудования. Как пра-
вило, они имеют небольшую собственную мачту. Конструкция обо-
рудования обеспечивает быстрый и легкий монтаж на скважине и
демонтаж по окончании процесса подъема заданного количества
продукции. Мобильность подъемных агрегатов позволяет за рабо-
чую смену обслуживать несколько скважин.

Примером передвижного агрегата для добычи нефти из сква-
жин свабом по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) явля-
ется агрегат СУ-2000 (КНР) [9], (рис. 1.27, см. цв. вклейку).

СУ-2000 позиционируется на рынке как агрегат для добычи
нефти из малодебитных скважин на неразрабатываемых нефтя-
ных месторождениях, площадях с низкопроницаемыми коллекто-
рами, бездействующих нефтяных скважин на средней и поздней
стадиях разработки месторождений и из убыточных нефтяных
скважин.
Технические характеристики передвижного агрегата

СУ-2000

Модель шасси.............................Е<211410 или ЕО 153/4.5

Максимальное тяговое усилие, кН.........................88,9

Максимальная мощность двигателя, кВт (л.с.)...........118	(158)

Максимальный крутящий момент двигателя, Н-м..............583

Вместимость барабана лебедки (канат диаметром 16 мм), м.2000

Максимальная нагрузка, кН.................................80

Максимальная рабочая глубина, м.........................1800

Скорость тягового органа, м/с............................1,5

Полная масса, кг.......................................12910

Габаритные размеры (ДхЩхВ), мм...........9242x2500x3818

Трансмиссия агрегата механическая, выполненная по следую-
щей схеме:

Изменение скорости барабана и предохранение от перегрузок
в трансмиссии осуществляется пневматическим регулятором дав-
ления. Кабина оператора оборудована приборами измерения глу-
бины, аварийными датчиками нагрузки и глубины с отображени-
ем информации на мониторе. Установка снабжена аварийным пре-
вентором.

Для эксплуатации неглубоких скважин находят применение
мобильные подъемные установки для свабирования по эксплуата-
ционной колонне, смонтированные на шасси автомобиля или трак-
тора [10—12]. Установки могут обслуживаться одним оператором
и обеспечивают откачку, загрузку продукции скважины в сборную
емкость и транспортирование продукции до пункта сбора. Емкость
может быть смонтирована в кузове или на прицепе автомобиля
(трактора). Установки пригодны также для удаления воды с забоя
газовых скважин и очистки скважины после гидроразрыва пласта
или других интенсифицирующих обработок призабойной зоны пла-
ста. Одна из таких установок показана на рис. 1.28.


40ЬЫ1апк1га!1ег

Рис. 1.28. Передвижная установка для добычи нефти
из малодебитных скважин свабом по эксплуатацион-
ной колонне (США, С.8. Ра1еп14751969, 5097901):
а — ход сваба вниз; б — ход сваба вверх:
1 — гибкий тяговый орган; 2 — сваб; 3 — грузы;

4 — жидкость; 5 — эксплуатационная колонна

Тяговые органы сваба

В качестве тяговых органов сваба в передвижных подъемных
агрегатах применяются стальные канаты, геофизические грузоне-
сущие кабели и стальная лента. Поперечное сечение некоторых ти-
поразмеров тяговых органов в одном масштабе показано на рис. 1.29.

Рис. 1.29. Сечения тяговых органов сваба в одном масштабе:

а, б — канатов по ГОСТ 2688—80 соответственно типов 15Г-ВК-Н-Р-Т
и 13Г-ВК-Н-Р-Т; в—кабеля грузонесущего геофизического типа КГСв-1 х 0,75-70-150,
ОСТ-153-39.1-005-00; г — стальной ленты сечением 50,0 х 1,5 мм
Геофизические грузонесущие кабели применяются, как пра-
вило, на каротажных подъемниках и, благодаря наличию токопро-
водящих жил, при необходимости позволяют спускать в скважину
глубинные приборы с целью исследования скважины в процессе
свабирования. Достоинством геофизических кабелей по сравнению
с канатом является сравнительно гладкая наружная поверхность.
Недостатки — меньшая несущая способность и более высокая
стоимость. Основные параметры геофизических грузонесущих ка-
белей определены в ОСТ 153—39.1—005—00 (продукция ЗАО
«ПсковГеоФизКабель»), ТУ 3585—003—43045042—2000 (продук-
ция ЗАО «Пермгеокабель»), марки и характеристики кабелей, кото-
рые могут быть использованы в качестве тягового органа сваба
приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1.

Геофизические грузонесущие кабели, пригодные
для свабирования скважин

Марка кабеля	Наружный диаметр, мм	Разрывное усилие, кН	Масса 1 км кабеля, кг
КГ 1 х 0,75-55-90	8,80	55,0	317,67
КГ 3 x 0,75-60-90	10,20	60,0	401,03
КГСв 1 х 0,75-70-150	10,50	70,0	512,47
КГСв 1 х 0,75-90-150-4	11,15	90,0	565,90

Предложены специальные геофизические кабели для свабиро-
вания [13], отличающиеся по конструкции большим числом пови-
вов брони, что обеспечивает существенное повышение прочности
кабеля на разрыв.

Правда, при этом возрастает изгибная жесткость кабеля и тре-
буется применение направляющих роликов увеличенного диаметра.
Сведения о конструкции бронировочного покрытия, геометриче-
ских и прочностных характеристиках специальных геофизических
кабелей [13], которые могут быть рекомендованы для свабирова-
ния, приведены в табл. 1.2.

Броня геофизических грузонесущих кабелей выполняется из
предварительно напряженных стальных оцинкованных проволок
или проволок из стали 65Г. Нижний и верхний повивы имеют раз-
личное направление, что уменьшает раскручивание кабеля под на-
Специальные геофизические кабели для свабирования
(по пат. 2138834 РФ)

Броиировочное покрытие кабеля при числе повивов

четвертом

третьем

втором

Сталь-
ная про-
волока

Сталь-
ная про-
волока

%
Я

Сталь-
ная про-
волока

и
в
В
I
а
о
а

а

г

5

первом
Сталь-
ная про-
волока

12

11

19

17

0,64

0,80

0,80

1,10

3,28

3,90

6,20

7,60

12

13

19

20

0,99

1,10

1,10

1,30

5,26

6,10

8,40

10,20

18

18

22

27

1,1

1,1

1,3

1,3

7,5

8,3

11,0

12,8

21

21

22

33

1,31

1,30

1,70

1,30

10,1

10,9

14,4

15,4

10,1

10,9

14,4

15,4

90

90

140

180



1

1

3

3

грузкой. В процессе эксплуатации бронированный кабель в резуль-
тате взаимодействия с поверхностью труб в скважине, поверхно-
стями направляющих роликов и барабана изнашивается. Эксплуа-
тация кабеля допускается, если число порывов отдельных проволок
верхнего повива брони не превышает 10 на рабочем интервале и
проволоки стерты не более чем на 25 %.

При работе с геофизическими грузонесущими кабелями ско-
рость спуска и подъема сваба, как правило, не должна превышать
2,8 м/с, а диаметр направляющих роликов не должен быть меньше
40 диаметров кабеля.

Стальные канаты в качестве тягового органа находят наи-
большее применение при свабировании как в отечественной прак-
тике, так и за рубежом. Канат состоит из свитых в пряди стальных
проволок и сердечника из органических материалов, либо металли-
ческого.

Проволоки каната изготавливают методом многократного хо-
лодного волочения с промежуточными термическими и химиче-
скими обработками, обеспечивающими необходимую прочность,
структуру металла, качество поверхности. В качестве материала
проволок используются высокоуглеродистые стали, содержащие
марганец, кремний, добавки хрома, никеля, меди. В результате на-
клепа, образующегося в процессе волочения и термической обра-
ботки, предел прочности материала проволок доводится до 1600...
1800 МПа. При меньшей прочности материала проволок оказыва-
ется недостаточной прочность каната на разрыв, снижается несу-
щая способность каната, при повышении предела прочности воз-
растает жесткость проволок и уменьшается срок службы каната из-
за снижения усталостной прочности.

Канаты с металлическим сердечником в виде тонкого стально-
го каната (одной пряди) обладают повышенным разрывным усили-
ем. В то же время металлический сердечник увеличивает массу ка-
ната, придает ему повышенную жесткость на изгиб. Канат с метал-
лическим сердечником быстрее изнашивается при перегибах на на-
правляющим ролике и барабане лебедки, поэтому в отечественных
установках для свабирования применяют более гибкие стальные
канаты с органическими сердечниками.

Стальные канаты свивают из большого числа проволок, кото-
рые могут быть разного диаметра. Применение в одной пряди про-
волок разного диаметра способствует лучшему заполнению площа-
ди поперечного сечения прядей, увеличению несущей способности
каната, снижению контактных напряжений в местах пересечения
проволок при огибании канатом роликов и барабана лебедки, луч-
шей защите каната от проникновения внутрь грязи за счет более
плотной структуры. В зависимости от расположения проволок в
прядях различают канаты с точечным и линейным касанием прово-
лок соседних слоев (наружных и внутренних). Канаты с линейным
касанием проволок в прядях более долговечны по сравнению с ка-
натами точечного касания. Линейный контакт проволок получается
при расположении проволок одного слоя в бороздках, образован-
ных проволоками другого (внутреннего) слоя (рис. 1.30).

Для свабирования применяют канаты типа ЛК-Р, в прядях ко-
торого первый слой состоит из проволок одинакового диаметра, а
второй (наружный) слой — из проволок разного диаметра, причем
основные проволоки этого слоя лежат в углублениях, образованных

Рис. 1.30. Прядь каната
с линейным касанием про-
волок по слоям
двумя проволоками нижележащего слоя, а промежуточные прово-
локи меньшего диаметра укладываются по внешней описанной ок-
ружности внутреннего слоя пряди.

В зависимости от направления свивки прядей различают кана-
ты левой и правой свивки. Направление свивки определяют по пря-
дям «по правилу винта». При вертикальном положении каната пра-
вой свивки пряди идут слева — вверх — направо, а при левой свив-
ке — наоборот (рис. 1.31).

По сочетанию направлений свивки проволок в прядях и прядей
в канате различают канаты односторонней и крестовой свивок. Не-
достаток канатов односторонней свивки — их склонность к раскру-
чиванию, приводящему к нарушению структуры каната. При сва-
бировании конец каната, к которому прикреплен сваб, не зафикси-
рован от вращения. Кроме того, возможны временные прославления
каната при спуске сваба в скважину, канат навивается на барабан ле-
бедки в несколько слоев. В этих условиях от каната требуются повы-
шенная структурная прочность и отсутствие склонности к раскручи-
ванию и закручиванию. Таким требованиям в большей мере удовле-

творяют канаты крестовой свивки.

По способу изготовления сталь-
ные канаты подразделяются на обык-
новенные и нераскручивающиеся, а
по степени уравновешенности внут-
ренней структуры — на рихтован-
ные и нерихтованные. Нераскручи-
вающиеся канаты получают путем
предварительного придания прово-
локам перед свивкой геометриче-
ской формы, соответствующей их
последующему положению в гото-
вом канате. В результате предвари-
тельной обработки проволоки и
пряди каната в ненагруженном со-
стоянии не испытывают внутрен-
них напряжений, канат не образует
петли, а при отрезании каната кон-
цы проволок не расплетаются. Рас-
тягивающие усилия в нераскручи-
вающихся канатах более равномер-
но распределяются между прядями

а	б

Рис. 1.31. Канаты разной свивки:
а — правой; б—левой
и между проволоками в прядях. Такие канаты лучше сопротивля-
ются усталостным напряжениям, вызываемым изгибом каната,
имеют повышенную гибкость в результате снятия внутренних на-
пряжений и меньшее стремление к вращению вокруг своей оси при
огибании канатных роликов и барабана лебедки, а оборванные про-
волоки сохраняют в них свое положение, что уменьшает износ узла
герметизации каната, поверхностей роликов и барабана и облегчает
обслуживание каната. Для полного снятия внутренних технологи-
ческих напряжений и лучшего спрессовывания прядей канаты в
процессе изготовления могут подвергаться дополнительной опера-
ции обжатия — рихтовке, которая производится пропуском каната
между роликами. Качество рихтовки во многом определяет сопро-
тивление каната к закручиванию. Вследствие изложенных особен-
ностей долговечность работы нераскручивающихся канатов выше
по сравнению с раскручивающимися.

Таким образом, применяемый в качестве тягового органа сваба
канат должен быть изготовлен из проволок с пределом прочности
1600... 1800 МПа, иметь органический сердечник, быть с линейным
касанием проволок, крестовой свивки, нераскручивающимся, рих-
тованным. На барабане лебедки при свабировании скважин должен
помещаться канат длиной порядка 2000 м. Кроме напряжений рас-
тяжения при свабировании канат испытывает и напряжения изгиба
при огибании роликов и намотке на барабан лебедки. Напряжения
изгиба при неизменном диаметре ролика и барабана тем выше, чем
больше диаметр каната. Напряжения изгиба складываются с на-
пряжениями растяжения и приводят к снижению долговечности
работы каната. Поэтому следует стремиться к тому, чтобы число
перегибов каната на роликах было минимальным. Исходя из всей
совокупности факторов и условий свабирования скважин, приме-
нение для свабирования стальных канатов диаметром 12,0...16,5 мм
представляется оптимальным. При этом для большинства случаев
обеспечивается не менее чем двукратный запас прочности по рас-
тягивающему усилию и не требуются барабан лебедки и канатные
ролики чрезмерно больших размеров. Основные параметры сталь-
ных канатов двойной свивки типа ЛК-Р (ГОСТ 2688—80), реко-
мендуемые к применению в качестве тяговых органов сваба, при-
ведены в табл. 1.3.

Долговечность работы каната (геофизического грузонесущего
кабеля) при свабировании во многом зависит от правильной уклад-
ки на барабан лебедки при многослойной навивке. Здесь играют
Стальные канаты типа ЛК-Р по ГОСТ 2688—80,
применяемые при свабировании скважин

Диаметр, мм					Расчетная пло- щадь сечения всех проволок, мм2	Ориентировоч- пая масса 1000 м каната, кг	Маркировочная группа 1770, Н/мм2  Разрывное усилие, Н	
каната	Проволоки							
	центрального	первого слоя (внутреннего)	второго слоя (наружного)					
							суммарное всех проволок	каната в целом
	Число проволок							
	6	36	36	36				
12,0	0,85	0,80	0,65	0,85	53,87	527,0	95000	78550
13,0	0,90	0,85	0,70	0,90	61,00	596,6	107500	89000
14,0	1,00	0,95	0,75	1,00	74,40	728,0	131000	108000
15,0	1,10	1,00	0,80	1,10	86,28	844,0	152000	125500
16,5	1,20	1,10	0,90	1,20	104,61	1025,0	184500	152000
роль несколько факторов, которые необходимо учитывать при про-
ектировании и эксплуатации оборудования.

При навивке на барабан лебедки канат подвергается растяже-
нию, изгибу и кручению. Деформация кручения возникает вследст-
вие того, что канат навивается на барабан по винтовой линии, что
сопровождается его перемещением за каждый оборот барабана на
величину, примерно равную диаметру каната. При многослойной
навивке на барабан перемещение каната (кабеля) во втором и по-
следующих слоях происходит по предыдущим слоям с перекрещи-
ванием ранее образованных витков. В результате движение напря-
женного каната вдоль образующей барабана лебедки происходит
скачкообразно, с возникновением дополнительных динамических
нагрузок. Если навивка в слоях неупорядочена, то канат может
проваливаться в нижние слои, а при обратном движении с силой
вырываться из защемленного состояния, что сопровождается пере-
грузками каната и возникновением колебательного процесса. Важ-
но обеспечить плотную навивку первого слоя, которая зависит, в
частности, от соотношения направления вращения барабана, на-
правления свивки каната и направления движения витков каната на
барабане. Рекомендуемые варианты [14] приведены на рис. 1.32.

Рис. 1.32. Рекомендуемое применение
канатов по роду свивки:
а, б—правая свивка; в, г—левая свивка

Важную роль играет
взаимное расположение ус-
тановленного на мачте под ъ-
емного агрегата направля-
ющего канат ролика и ба-
рабана лебедки. Для обес-
печения нормальной много-
слойной укладки каната на
барабан ось ролика должна
быть строго параллельна оси
барабана лебедки, а плос-
кость симметрии ролика
должна совпадать со сред-
ней плоскостью барабана
(плоскость, перпендикуляр-
ная оси барабана и нахо-
дящаяся на равном рассто-
янии от его реборд). Прак-
тика показывает, что при-
чиной ненормальной уклад-
ки каната на барабан лебедки часто является именно неточное по-
ложение канатного ролика на мачте подъемного агрегата относи-
тельно барабана лебедки, возникшее либо в результате дефектов
изготовления и некачественного монтажа, либо вследствие остаточ-

ных деформаций мачты при пере-
грузках во время эксплуатации.

Важную роль при намотке
каната на барабан играет также
числовое значение угла девиа-
ции, т. е. угла между средней
плоскостью барабана и крайним
положением каната у реборды
барабана (рис. 1.33).

При правильной установке
канатного шкива угол девиации
должен быть одинаковым при от-
клонении каната в обе стороны в
пределах барабана.

Угол девиации определяется
следующим образом

у = агс(§-^-,	(1.1)

где у — угол девиации; Ьб —
ширина барабана лебедки между
ребордами; Н — расстояние от
оси барабана до оси направляю-
щего ролика.

Эмпирическим путем уста-
новлено, что правильная навивка
на барабан получается в опреде-
ленном диапазоне значений угла
девиации. Навивка каната обес-
печивается за счет поперечной
составляющей Тк натяжения ка-
ната Рк.

При малом значении угла де-
виации усилие Тк оказывается не-
достаточным для отведения вит-

Рис. 1.33. Угол девиации
ков каната от реборд барабана, следствием чего является набегание
витков одного на другой с последующим срывом. Такой характер
навивки сопровождается повышенным трением и износом каната
на барабане. Большой угол девиации приводит к излишней по ве-
личине поперечной составляющей усилия Тк, и к неплотной навив-
ке каната со всеми вытекающими последствиями при навивке сле-
дующих слоев. Рекомендуемый диапазон значений угла девиации
[14] от 1°15' до 1°45'.

Одним из решений задачи, способствующим упорядочению
укладки каната при многослойной навивке на барабан, является
обеспечение параллельной навивки каната со смещением витков на
двух диаметрально противоположных участках барабана по систе-
ме «Ье-Виз» [15] за счет особой конструкции барабана, например
барабана со специальной желобчатой накладкой [16]. Поверхность
предлагаемого барабана для многослойной навивки каната содер-
жит съемную желобчатую накладку (СЖН), включающую четыре
секции 1,2,11 и 12 (рис 1.34, а).

Секции расположены попарно на диаметрально противополож-
ных сторонах барабана по системе «Ье-Виз» и состоят из отдель-
ных одинаковых футеровочных элементов 75 (рис. 1.34, б). Внутри
футеровочных элементов продеты упругие металлические сердеч-
ники (полосы) 16. Футеровочные элементы расположены вдоль об-
разующей на обечайке 17 барабана и снабжены канавкой под канат
и отверстием, дающим возможность поворачивать футеровочный
элемент относительно сердечников на необходимый угол. Каждая
из двух больших секций 7 и 77 занимает треть барабана по окруж-
ности и имеет футеровочные элементы, параллельные ребордам 5 и
7 барабана. Две оставшиеся малые секции 2 и 12 являются пере-
ходными: их футеровочные элементы смещены на сердечнике по
образующей обечайки 17 (см. рис. 1.34, б) барабана относительно
соседних футеровочных элементов на величину а = Ы2пп (здесь Ъ —
шаг навивки желобчатой накладки (ширина футеровочного элемен-
та); ип — число футеровочных элементов по окружности барабана
на каждой переходной секции). Благодаря накопленному таким об-
разом смещению, футеровочные элементы на переходных секциях
2 и 12 образуют винтовую канавку, вследствие чего за один оборот
барабана канат перемещается на весь шаг навивки.

В секциях 7 и 77 выступающие концы сердечников 16 заклине-
ны под нижними торцами упоров 9, 73, 4 и 6, равномерно установ-
ленных по окружности барабана и закрепленных неподвижно к ре-
Рис. 1.34. Барабан с желобчатой накладкой для укладки каната
по системе «Ве-Виз»:

а — общий вид; б — разрез А-А.

1,2,11,12 — секции; 5, 7—реборды барабана; 3, 4, б, 8—10,13,14 — упоры;

15 — футеровочные элементы; 16 — сердечник; 17 — обечайка
бордам 5 и 7, например, с помощью сварки. Нижние торцы упоров 14,
9, 4 и б выполнены плоскими и скошенными под углом а < агс1§/
по касательной к обечайке барабана (здесь /— коэффициент трения
между плоскими концами упругих сердечников и нижними торца-
ми упоров). Расстояние между продольными осями симметрии на
уровне расположения упругого сердечника 16 равно длине футеро-
вочного элемента 15, которую имеет последний на этом же уровне.

Кроме того, упоры 14 и 9 с толщиной с = —--— заполняют
зазоры между крайними футеровочными элементами и ребордами
(где — длина барабана; п — число футеровочных элементов по
длине барабана) и отличаются друг от друга тем, что упоры 9 име-
ют дополнительно поддерживающие бурты, обеспечивающие опо-
ру для первого витка третьего слоя.

Упоры 4 и б имеют поддерживающие бурты, заполняющие про-
странство между последними витками первого и второго слоев и
ребордами 5 и 7, в результате чего обеспечивается опора для этих
витков.

На каждой из реборд 5 и 7 помимо неподвижно закрепленных
упоров 14 и 9, 4 и б на том же уровне в диаметрально противопо-
ложных переходных секциях 2 и 11 закреплены с помощью болтов
по два съемных упора 8 и 10, 3 и 13, под нижние торцы которых
заведены выступающие концы сердечников 16. Вместе с тем эти
упоры заполняют свободные пространства от крайних футеровоч-
ных элементов переходной секции 2 и 12 до реборд 5 и 7. Упоры 8
и 13 одновременно служат клипами поворота, которые позволяют
придать первым виткам соответственно второго и третьего слоев
направленность при переходе на вторые витки. Упоры 10 и 3 со-
вмещают функцию клиновидных направляющих под канат. Левый
упор 10 является опорой для последнего витка первого слоя и фор-
мирует первый виток второго слоя с углом подъема витка р, тогда
как правый упор 13 обеспечивает опору для последнего витка вто-
рого слоя и формирует первый виток третьего слоя, также с углом
подъема р.

Предлагаемая конструкция барабана со съемной желобчатой
накладкой по сравнению с барабаном с гладкой поверхностью или
с металлической накладкой имеет следующие преимущества:

СЖН состоит из отдельных одинаковых футеровочных элемен-
тов, изготовленных из полиамвда, имеет малую массу и достаточ-
ную прочность, технологична в изготовлении, удобна при монтаже
58
и демонтаже. Отдельные футеровочные элементы СЖН можно по-
лучить способом литья под давлением на небольших автоклавах.
Кроме того, футеровочные элементы из полиамида продолжитель-
ное время могут работать на истирание, ударопрочны и способны
поглощать вибрацию, допускают механическую обработку;

упоры, под нижние торцы которых заклинены (заведены) вы-
ступающие концы упругих сердечников, кроме функции крепления
выполняют и другие, а именно, служат опорой для крайних витков
каната и одновременно являются поддерживающими буртами, кли-
пами поворота и клиновидными направляющими в зависимости от
места их расположения. Использование схемы навивки системы
«Ье-Виз» и упоров создает упорядоченную и надежную навивку
второго и третьего слоев навивки, а также уменьшают дополни-
тельные динамические нагрузки в канате и вибрацию барабана;

изготовление СЖН из полиамида улучшает условия работы ка-
ната вследствие уменьшения контактных давлений в паре проволо-
ка каната—желобчатая накладка;

применение СЖН из полиамида позволяет уменьшить число
нерабочих слоев (витков) навивки каната, а также диаметр барабана.

Для обеспечения упорядоченной укладки каната (кабеля) при
многослойной навивке на барабан лебедки в подъемных агрегатах
для свабирования применяются также специальные устройства, ус-
танавливаемые перед барабаном — укладчики каната, которые мо-
гут быть объединены в следующие группы (рис. 1.35).

Рис. 1.35. Классификация устройств для укладки каната (кабеля)
на барабан лебедки при многослойной навивке
Схема укладчика каната с линейными направляющими [14]
показана на рис. 1.36. Ролики 2 установлены на каретке 3, которая
свободно перемещается натянутым канатом вдоль оси барабана 1
по двум линейным направляющим 4, которые в свою очередь
прикреплены по концам к патрубкам 6, скользящим в перпенди-
кулярном направлении по двум параллельным направляющим 5,
закрепленных к станине лебедки. Таким образом каретка с роли-
ками может перемещаться как вдоль, так и перпендикулярно оси
барабана.

Находит применение также упрощенный вариант рассмотрен-
ной конструкции. На рис. 1.37 приведена схема укладчика каната
подъемного агрегата для подземного и капитального ремонта и ос-
воения скважин типа А-50. Приспособление жестко крепится к ста-
нине лебедки и позволяет канату перемещаться только вдоль оси
барабана. Ролик 3 вместе с амортизаторами 4 имеет возможность
свободного перемещения от действия поперечной составляющей
натяжения каната по оси (линейной направляющей) 5. Рабочий
диапазон перемещений ограничивается кольцами 2, закрепленными
на оси. Две тяги 7, установленные на кронштейне, предохраняют
канат от выскакивания из желоба ролика.

Рис. 1.36. Схема укладчика с линейными направляющими и кареткой,
перемещаемой канатом:

1 — барабан; 2 — ролики; 3 — каретка; 4 — продольные направляющие;
5 — поперечные направляющие; б—патрубки
Рис. 1.37. Упрощенный укладчик
каната агрегата А-50:

1 — тяги; 2 — кольца; 3 — ролик;
4 — амортизатор; 5 — ось

Укладчик каната рычажного типа, перемещаемый канатом [17],
показан на рис. 1.38. Направляющий блок 1 укладчика включает
ролики 2, 3, оси которых закреплены в щеках, соединенных с пус-
тотелой осью 4, установленной в опорах вращения 5. Направляю-
щий блок снабжен балансиром 6, с которым шарнирно связан
демпфер 7. Таким образом, направляющий блок укладчика пред-
ставляет собой рычаг, ось качания которого совпадает с осью вход-
ной ветви каната 8. По мере наматывания каната 8 на барабан 9
происходит его автоматическая укладка за счет уравновешивания
направляющего блока 1 балансиром 6 и гашения автоколебаний
демпфером 7. Входная ветвь каната 8 не меняет равновесного со-
стояния направляющего блока, поскольку его ось совпадает с осью
входной ветви каната. При необходимости может быть задейство-
вана ручная корректировка укладки каната посредством вращения
рукоятки 10, связанной с осью 4 направляющего блока.

Укладчики каната с принудительным перемещением направ-
ляющего блока по типу механизма, преобразующего вращательное
движение барабана лебедки в синхронное возвратно-поступатель-
ное движение направляющего блока, разделяются на цепные и вин-
товые. Схема укладчика каната с цепным преобразующим меха-
низмом показана на рис. 1.39.

Направляющий блок укладчика включает взаимодействующие
с канатом ролики 2, размещенные на каретке 3, установленной в
линейных направляющих 5 с возможностью перемещения вдоль
оси барабана. Принудительное осевое перемещение каретки по на-
Рис. 1.38. Укладчик каната рычажного пиша:

1 — направляющий блок; 2,3—ролики; 4 — пустотелая ось направляющего бло-
ка; 5 — опора вращения; 6 — балансир; 7—демпфер; 8—канат (кабель); 9—
барабан лебедки; 10—рукоятка ручной корректировки укладки
Рис. 1.39. Схема укладчика каната с цепным преобразующим механизмом:
1 — барабан лебедки; 2 — ролики; 3 — каретка; 4—ведомая звездочка; 5 — на-
правляющая; 6 — палец; 7—цепь (втулочно-роликовая); 8—ведущая звездочка;

9 — передача синхронного вращательного движения

правляющим 5 при вращении барабана 1 осуществляется пальцем
6, помещенным в паз каретки и консольно прикрепленным к одно-
му из звеньев замкнутой втулочно-роликовой цепи 7, охватываю-
щей установленные на основании ведомую звездочку 4 и ведущую
звездочку 8, связанную через промежуточную передачу 9 с бараба-
ном 1. Кинематические отношения промежуточной передачи и
цепного преобразующего механизма укладчика подбираются таки-
ми, чтобы перемещение направляющего блока за один оборот ба-
рабана было близко к диаметру каната.

Наибольшее распространение получили укладчики каната (ка-
беля) с принудительным перемещением направляющего блока вин-
товым преобразующим механизмом. Типовой укладчик кабеля вин-
тового типа, применяемый в каротажных подъемниках, показан на
рис. 1.40(см.цв. вклейку), а его конструкция в разрезе — на рис. 1.41.

Ходовой винт 1 (см. рис. 1.41.) выполнен с двойной нарезкой:
правой и левой. Направляющий блок включает взаимодействую-
щие с канатом ролики 2, смонтированные на каретке 3, установ-
ленной с возможностью перемещения вдоль оси барабана по ли-
нейным направляющим 4. Каретка 3 взаимодействует с винтом 1
Рис. 1.41. Конструкция укладчика
кабеля (каната) винтового типа:

1 — ходовой винт с правой и левой на-
резками; 2 — ролики; 3 — каретка; 4 —
направляющие; 5 — поводок; б — цеп-
ная передача; 7—дифференциальный ре-
дуктор; 8 — вал ручной корректировки

через поводок 5, переходящий в крайних положениях из правой
нарезки ходового винта в левую и наоборот. В результате при вра-
щении ходового винта 1 в одном направлении каретка совершает
возвратно-поступательное движение.

Ходовой винт 1 приводится во вращение от барабана лебедки
посредством цепной передачи б через дифференциальный редуктор
7, имеющий вал 8 для соединения с ручным приводом, позволяю-
щим осуществлять корректировку укладки, особенно необходимую
при приближении каната к реборде барабана. В зависимости от ти-
64
па наматываемого каната или кабеля сменные шестерни привода
винта укладчика подбираются так, чтобы ход каретки за один обо-
рот барабана был близок к диаметру каната (кабеля).

Предложены укладчики каната и кабеля с принудительным пе-
ремещением каретки рычажного типа. Лебедочный блок с укладчи-
ком такого типа [18] показан на рис. 1.42.

Он включает кузов, разделенный перегородками на три отсека:
лебедочный 1, двигательный 2 и кабину оператора 3. В лебедочном
отсеке размещены барабан 4 с гидромотором 5, коллектором 6 и
направляющий блок с роликами укладчика каната (кабеля) 7, вы-
полненный аналогично представленному на рис. 1.38, но принуди-
тельно перемещаемый ходовым винтом с правой и левой нарезкой
8, приводимым во вращение от барабана лебедки через цепную пе-
редачу 9 и дифференциальный корректор 10 (см. рис. 1.42). Вход
каната (кабеля) в лебедочный блок осуществляется через отверстие
в передней стенке и входной ролик 11. В двигательном отсеке рас-
положен приводной двигатель 12 с присоединенным к нему регу-
лируемым насосом 13. Канат (кабель) со стороны скважины посту-
пает на направляющий блок 7 с роликами, качающийся в опорах 14.
Направляющий блок поводком 15 связан с кареткой 16, переме-
щающейся по ходовому винту 8 и линейной направляющей 17.
Упорядоченная укладка каната (кабеля) на барабане происходит
принудительно при движении каретки 16 вдоль ходового винта 8 и
направляющей 17 в соответствии с передаточным отношением
привода каретки.

Благодаря тому, что качание направляющего блока в укладчи-
ках рычажного типа осуществляется вокруг оси, совпадающей с
осевой линией входной ветви каната, удается ввести канат (кабель)
внутрь отсека через небольшое отверстие, что обеспечивает воз-
можность защиты лебедочного отсека от действия внешней среды
(температуры, влажности, пыли и др.). Эта особенность относится к
достоинствам укладчиков каната рычажного типа. К недостаткам
их следует отнести дополнительные перегибы каната на роликах
направляющего блока, снижающие ресурс работы каната.

При применении каната в качестве тягового органа сваба необ-
ходимо также иметь в виду следующее. Ни одна из известных кон-
струкций укладчиков не обеспечивает идеальной укладки каната на
барабан лебедки при многослойной навивке. Это, в частности, свя-
зано с изменением диаметра каната при переменной нагрузке: растя-
жением тяговой ветви и смятием каната на барабане. Указанное об-
Рис. 1.42. Лебедочный блок с принудительным укладчиком каната (кабеля)
рычажного типа:

1 — лебедочный отсек; 2—двигательный отсек; 3 — кабина оператора; 4—барабан;
5 — гидромотор; 6 — коллектор; 7 — блок роликов; 8—ходовой винт; 9—цепная
передача; 10— дифференциальный корректор; 11 — входной ролик; 12—двигатель;
13 — гидронасос; 14 — опоры; 15 — поводок; 16 — каретка; 17—направляющая
стоятельство приходится учитывать при расчетах диаметра слоев
многослойной навивки, длины каната в каждом слое и емкости ба-
рабана для каната данного номинального размера. В соответствии с
рекомендациями, приведенными в работе [14], расчетный диаметр
навивки каната по слоям определяется по формулам:

для первого слояД = Дб + Дк,
для второго слояД2 = Дб +ДК + а-Д»
для третьего слоя Д3 =Дб+Дк +2-аДк,
для 1-ГО слоя Д- = Д6 +ДК + (/ - 1)-«Дк,

(1-2)

где а — коэффициент, учитывающий уменьшение диаметра кана-
та и неидеальную упорядоченность его навивки на бара-
бан и принимаемый равным 0,93;

Дб— диаметр барабана;

Дк — номинальный наружный диаметр каната.

Число витков каната в одном слое с учетом неплотности приле-
гания витков друг к другу

где Д — рабочая длина барабана между ребордами;

р — коэффициент учета зазора между витками каната и попе-
речной деформации сечения каната, принимаемый рав-
ным 1,1.

Длина каната по слоям навивки:

в первом слое Д = пт{Дб + Дк)>	1

во втором слое Д = лт(Дб + Дк + сДк ), I

в третьем слое Д =ят(Дб+ДК+2оДк), Г	' * '

в Лом слое Д = ят(Дб + Дк(1 + а(г -1))).

Сжимающие напряжения в канате при многослойной навивке
на барабан лебедки



(1-5)
где Рк— сила натяжения каната;

8 — шаг навивки, примерно равный диаметру каната Дк;

8б — толщина стенки барабана;

А— безразмерный коэффициент, зависящий от числа слоев
навивки каната на барабан. Методика расчета коэффи-
циента А дана в работе [14].

Для канатов с органическими сердечниками сжимающие на-
пряжения в самом напряженном первом слое навивки не должны
превышать 15 МПа. Если это условие не выполняется, следует
применять канаты с металлическим сердечником.

В установках для свабирования канат взаимодействует как с
барабаном лебедки, так и с направляющими роликами. Для умень-
шения изгибных напряжений в канате необходимо, чтобы диамет-
ры направляющих роликов и барабана были достаточно большими.
В то же время чрезмерное увеличение размеров барабана и роли-
ков, особенно в передвижных установках, влечет за собой и ряд
негативных последствий, таких, как увеличение габаритов и массы
оборудования, увеличение крутящего момента на валу барабана и
др. В работе [14] приведены рекомендации, полученные на основа-
нии опыта эксплуатации талевых систем, которые представляются
применимыми и для случая свабирующих установок. Считается
оптимальным следующее соотношение:

ДрК
—^—«150 ...160,

Л

(1.6)

где Др — диаметр ролика;

К—коэффициент запаса прочности каната.

Диаметр барабана рекомендуется принимать в пределах от Др
до 0,85-Др.

При огибании ролика под нагрузкой сечение каната деформи-
руется. Чтобы предотвратить защемление каната в желобе ролика,
радиус поперечного сечения канавки желоба ролика должен пре-

вышать номинальный радиус сечения каната |	| на 2...3 мм.

Удельное давление каната на ролик, определяемое по формуле

2РК

ДРДК ’

(1-7)
не должно превышать допустимых их значений для материала ро-
лика (для роликов из стали 40 допускаемое удельное давление рав-
но 6... 8 МПа, для роликов из стали 40Г2 — 17... 18 МПа).

Под действием нагрузки канат удлиняется, что необходимо
учитывать, в частности, при определении местоположения сваба в
скважине. Величина удлинения каната определяется в соответствии
с законом Гука:

(1'8)

где Ь — длина каната;

Ек — модуль упругости каната;

^2/ — суммарная площадь сечения проволок каната.

Большое число факторов, одновременно влияющих на упругие
свойства канатов и находящихся в сложном взаимодействии, не
позволяют точно определить значение модуля упругости. Кроме
того, модуль упругости каната меняется в процессе эксплуатации в
зависимости от условий нагружения. По мере вытягивания каната
его модуль упругости возрастает. Увеличение модуля упругости в
процессе эксплуатации достигает 20 %. При расчетах приходится
оперировать усредненными величинами Ек = (1,0 — 1,2)4 О5 МПа.

При эксплуатации канат должен периодически осматриваться.
Канат подлежит замене в следующих случаях:

—	оборвана прядь каната;

—	канат вытянут или сплюснут и его наименьший диаметр со-
ставляет 75 % и менее от первоначального;

—	на канате появилась скрутка (жучок);

—	при износе или коррозии, достигшей 40 % и более от пер-
воначального диаметра проволок.

Дополнительные сведения о стальных канатах можно найти в
работе [19].

Стальная лента. Основы применения стальной ленты в грузо-
подъемных машинах и механизмах заложены отечественными уче-
ными и специалистами (А.И. Бороховичем, Н.В. Бариевым, С.Н. Дья-
ченко и др.) [20]. Практический опыт создания и применения
стальной ленты в установках для подъема продукции нефтедобы-
вающих скважин накоплен в ОАО «Оренбургнефть», благодаря
работам, выполненным совместно с институтами «ВНИИнефть» и
«ВНИИметмаш» [21, 22]. В качестве тягового органа сваба сталь-
ная лента в настоящее время находит единичное применение, одна-
ко по сочетанию свойств ее применение в установках для свабиро-
вания скважин представляется перспективным. Гладкая наружная
поверхность стальной ленты позволяет надежно герметизировать ее
на устье скважины. Плоское сечение ленты позволяет проводить
однорядную многослойную навивку на барабан лебедки, при этом
не требуется специального укладчика, а ширина барабана не на-
много превышает ширину ленты. В результате упрощается конст-
рукция подъемного агрегата и уменьшается металлоемкость обору-
дования.

Агрегат КСС-1 был рассчитан на применение ленты сечением
50x1 мм из пружинной стали 65Г с разрывным усилием порядка
50 кН. Практика свабирования скважин агрегатом КСС-1 показала,
что прочность ленты сечением 50x1 мм не всегда достаточна и в
ряде случаев ограничивает технологические возможности комплек-
са оборудования. В дальнейшем в г. Бузулуке освоено производст-
во более прочных ленточных тяговых органов из стали 30ХГСА
сечением 50,0x1,5 мм с разрывным усилием не менее 80 кН [23].
По прочностным характеристикам и удельной массе лента из стали
30ХГСА сечением 50,0x1,5 мм близка к канату диаметром 13 мм и
геофизическому кабелю типа КГСв 1x0,75-90-150-4 (см. табл. 1.1,
1.3, рис. 1.43 — см. цв. вкладку).

1.2. Устьевое оборудование

Устьевое оборудование предназначено для герметизации устья
скважины при свабировании. Состав устьевого оборудования схе-
матично представлен на рис. 1.44. Рекомендуемые схемы обвязки
устья скважины для свабирования [24] показаны на рис. 1.45. В
случае возможного проявления скважин при свабировании (при
опробовании разведочных скважин, освоении их и вышедших из
бурения, скважин, фонтанирующих до ремонта, и др.) устье обвя-
зывается по схемам о и б; в случае отсутствия опасности фонтани-
рования (скважины с низким пластовым давлением и низким уров-
нем жидкости — непереливающие скважины) на месторождениях,
разрабатываемых на поздних стадиях, обвязку осуществляют — по
схемам в или г.
При любой схеме об-
вязки должны обеспечи-
ваться: контроль давления
в линии нагнетания и
затрубном пространстве,
надежная герметизация
устья и извлечение сква-
жинного оборудования
под избыточным давлени-
ем в скважине, предот-
вращение попадания воз-
духа в скважину при сва-
бировании, исследование
скважины, предотвраще-
ние аварийного выброса
скважинного оборудова-
ния при бурном прояв-
лении скважины в про-
цессе свабирования, глу-
шение скважины при не-
обходимости. Выкидная

Устьевое оборудование

Устьевая арматура (обвязка устья скважины) )

Превенторы

Спайдер

Лубрикатор

Датчик входа сваба

Устрг^ства для герметизации тяговых органов )

Устройства управления

Система подачи смазки тягового органа
(нейтрализатора сероводорода)

Система отвода утечек из устройств герметизаций**)

Блоки канатные

Рис. 1.44. Состав устьевого оборудования
для свабирования скважин



линия из скважины подключается к приемной емкости или к неф-
тесборному коллектору. Выкидная линия должна иметь внутренний
диаметр не менее 50 мм для уменьшения гидравлических сопро-
тивлений и соответственно противодавления на сваб. Выкидная
линия собирается из труб, которые надежно закрепляют к устьевой
арматуре и приемной емкости или к нефтесборному коллектору. Из
соображений безопасности запрещается применение гибких рука-
вов при обвязке устья скважины и приемной емкости.

На выкидной линии обязательно должен быть обратный кла-
пан, предотвращающий попадание в скважину воздуха в случае
подключения к приемной емкости или газа и жидкости при под-
ключении к нефтесборному коллектору. После обвязки устья сква-
жины устьевое оборудование и выкидная линия должны быть оп-
рессованы давлением, не менее чем на 10 % превышающим воз-
можное при свабировании давление в скважине. Детали устьевого
оборудования, контактирующие с подвижным тяговым органом
сваба (стальным канатом, геофизическим бронированным кабелем,
стальной лентой) должны быть выполнены из материалов, не даю-
щих искр при взаимодействии с тяговым органом.
Рис. 1.45. Схемы обвязки устья скважин для свабирования:

а — при возможном фонтанировании и необходимости подачи технологических
агентов в затрубное пространство; б — при возможном фонтанировании и необхо-
димости подачи технологических агентов в затрубное пространство и подъемный
лифт; в — при отсутствии фонтанирования и общем выкиде из подъемного лифта
и затрубного пространства; г — при отсутствии фонтанирования и раздельном
выкиде из подъемного лифта и затрубного пространства.

1 — эксплуатационная колонна; 2 — подъемный лифт; 3 — запорный орган; 4 —
манометр; 5 — обратный клапан
Компоновки устьевого оборудования, устанавливаемого на
устьевой арматуре при свабировании скважин показаны на рис. 1.46.
При необходимости спуска в скважину без ее разгерметизации не-
скольких грузов, которые не размещаются в лубрикаторе (в сборе),
применяют компоновку оборудования (см. рис. 1.46, а). Оборудо-
вание обеспечивает поочередный спуск в скважину и извлечение из
нее секций грузов и скважинного оборудования через лубрикатор.

Рис. 1.46. Компоновка устьевого оборудования при свабировании:

а — для работы с секционными грузами (КСС-1): 1 — переходная катушка; 2 —
аварийный превентор; 3 — рабочий превентор; 4 — спайдер; 5 — секции лубрика-
тора; 6 — устройство для герметизации тягового органа (ленты); 7 — манометр; 8,
9—запорные вентили; 10—концевой выключатель;

б—для работы с единым грузом (агрегат на базе АзИНмаш-37А): 1 — устройство
для герметизации тягового органа (каната); 2 — лубрикатор; 3 — быстроразъем-
ное соединение; 4 — датчик входа узла герметизации тягового органа; 5 — пре-
вентор; б—узел манометра; 7—линии гвдроуправления
На закрытый буферный запорный орган устьевой арматуры монти-
руются аварийный и рабочий превенторы и спайдер. Нормальное
положение превенторов и спайдера — открытое.

К нижней секции скважинного оборудования присоединяется
узел крепления тягового органа, предварительно пропущенного
через узел герметизации, соединенный с лубрикатором. Нижняя
секция скважинного оборудования вводится в лубрикатор, который
затем с помощью лебедки устанавливается на спайдере. После гер-
метизации соединений буферный запорный орган устьевой армату-
ры открывается и производится спуск оборудования до тех пор,
пока над спайдером не останутся небольшая часть груза и узел кре-
пления тягового органа. Груз фиксируется спайдером и герметизи-
руется рабочим превентором, после чего давление из полости луб-
рикатора сбрасывается, он отсоединяется от спайдера и приподни-
мается на необходимую высоту с тем, чтобы освободить место со-
единения узла крепления тягового органа с грузом. Узел крепления
отсоединяется от зафиксированного спайдером груза и присоеди-
няется к следующей секции скважинного оборудования, которая
вводится в лубрикатор.

Лубрикатор с помощью лебедки приподнимается, находящая-
ся в нем секция скважинного оборудования соединяется с удер-
живаемым спайдером грузом, после чего лубрикатор вновь уста-
навливается на спайдер. После герметизации соединений рабочий
превентор и спайдер открываются и производится спуск находя-
щейся в лубрикаторе секции скважинного оборудования до тех
пор, пока над спайдером не останутся небольшая часть груза и
узел крепления тягового органа. Далее циклы повторяются до тех
пор, пока в скважине не окажется вся необходимая компоновка
скважинного оборудования. Извлечение скважинного оборудова-
ния производится в обратном порядке. После завершения процес-
са свабирования скважины и подъема в лубрикатор последней
секции скважинного оборудования буферный запорный орган на
устьевой арматуре закрывается, давление из полости лубрикатора
стравливается и устьевое оборудование демонтируется. Если в
скважине отсутствует избыточное давление, возможна упрощен-
ная процедура извлечения грузов без переустановок лубрикатора
путем вытаскивания грузов лебедкой через поджатый для обеспе-
чения герметичности рабочий превентор. Для предотвращения
случайной разгерметизации скважины при извлечении грузов
нижний груз выполнен с кольцевой канавкой, обеспечивающей
его фиксацию при вхождении в поджатый рабочий превентор.
Аварийный превентор служит для герметизации скважины при
аварийных ситуациях: при обрыве тягового органа сваба, при вы-
ходе из строя уплотнения тягового органа или других узлов усть-
евого оборудования. В большинстве случаев для обеспечения хода
сваба в скважине вниз оказывается достаточным установка над
свабом груза диаметром 36...50 мм длиной до 4,6 м, массой 50...
75 кг. Для применения с таким комплектом скважинного оборудо-
вания служит компоновка устьевого оборудования (см. рис. 1.46, 6),
являющаяся базовой для большинства современных комплексов
для свабирования. Груз, соединенный с пропущенным через уст-
ройство для герметизации тяговым органом, размещается в луб-
рикаторе, соединенном с датчиком входа узла крепления тягового
органа сваба. На буферный запорный орган устьевой арматуры
устанавливают аварийный превентор. К грузу снизу присоединя-
ют сваб и лубрикатор с грузом и свабом в сборе с датчиком входа
узла герметизации устанавливают на превентор. После герметиза-
ции соединений буферный запорный орган устьевой арматуры
открывается и производится спуск сваба в скважину. Извлечение
оборудования производится в обратном порядке. Для обеспечения
возможности установки на устьевых арматурах, имеющих разные
присоединительные размеры, в комплект устьевого оборудования
для свабирования вводят переходные катушки. При необходимо-
сти длина лубрикатора может быть увеличена присоединением
дополнительных секций.

В качестве аварийного обычно используется плашечный пре-
вентор (рис. 1.47).

Плашечный превентор содержит корпус 1, в котором размеще-
ны с возможностью возвратно-поступательного движения плашки
2, При полностью сдвинутых плашках уплотнительные элементы 3
герметизируют полость под плашками, как в случае нахождения в
проходном канале превентора тягового органа сваба, так и при его
отсутствии. Перемещение плашек осуществляется с помощью вин-
тов 4 с рукоятками 5. Превентор следует открывать только при
одинаковом давлении с обоих сторон плашек. Для выравнивания
давления служит перепускной клапан 6. При выворачивании под-
жимного винта 7 шарик 8 отходит от своего седла и полости с обо-
их сторон плашек сообщаются между собой.
Рис. 1.47. Плашечный превентор комплекса оборудования на базеАзИНМАШ-37А:
1 — корпус; 2 — плашка; 3 — уплотнительный элемент; 4 — винт управляющий;
5—рукоятка; б—перепускной клапан; 7—поджимной винт; 8 — шарик

Техническая характеристика плашечного превентора

Рабочее давление, МПа......................................14,0

Управление...............................................Ручное

Диаметр проходной,	мм........................................76

Габаритные размеры, мм:
длина....................................................796

ширина...................................................250

высота...................................................150

Масса, кг....................................................62

Рабочий превентор (рис. 1.48). Он выполнен по схеме универ-
сального превентора с гидравлическим управлением и содержит
корпус 1, в котором размещен кольцевой поршень 2, взаимодейст-
вующий своей конической поверхностью с армированным уплот-
нителем 3 поджатым сверху крышкой 4. Уплотняющие полости
превентора ограничены сверху проставкой 5, а снизу — основани-
ем 6. Уплотнитель зафиксирован от вертикального перемещения
снизу втулкой 7. К основанию на резьбе присоединен фланец 8.
Уплотнение кольцевого поршня осуществлено манжетами 14. Не-
13

Рис. 1.48. Рабочий превентор (КСС-1):

1 — корпус; 2 — кольцевой поршень; 3—уплотнитель армированный; 4—крышка;
5 — проставка; б—основание; 7—втулка; 8—фланец; 9—кольцо; 10 — болты;
11 — соединение гибких рукавов; 12 — переходник; 13 — вентиль; 14 — манжеты

подвижные стыки превентора уплотнены резиновыми кольцами 9.
Крепление крышки к проставке и основания к корпусу выполнено с
помощью болтов 10. Подвод управляющего давления в полости
превентора выполняется через соединения 11. Сброс давления и
слив жидкости из полостей устьевого оборудования осуществляет-
ся через канал, перекрываемый вентилем 13, подсоединенным че-
рез переходник 12.

Техническая характеристика универсального превентора

Рабочее давление, МПа........................................14,0

Управление...........................Дистанционное, гидравлическое

Давление в системе управления, МПа...........................10,0

Диаметр проходной, мм..........................................76

Минимальный диаметр герметизируемого груза, мм..........;......40

Габаритные размеры, мм:
диаметр....................................................210

высота.....................................................380

Масса, кг......................................................56
Рис. 1.49. Спайдер (КСС-1):

1 — корпус; 2—направляющие; 3 — плашка;
4—винт; 5 — крышка; 6—рукоятка; 7—на-
кидная гайка; 8—кольцо; 9—уплотнитель;

10 — грундбукса; 11 — накидная гайка

Спайдер (рис. 1.49)
имеет корпус 1 с закреп-
ленными направляющими
2 по которым передвига-
ется плашка 3 при враще-
нии винта 4 с помощью
рукоятки б. На корпус на-
винчена накидная гайка 7,
которая поджимает крыш-
ку 5 к торцу корпуса.

Стык герметизирован
резиновым кольцом 8, а
шток винта — уплотните-
лем 9, поджимаемым грунд-
буксой 10 с помощью на-
кидной гайки 11. Винт 4
одновременно взаимодей-
ствует с резьбовыми на-
резками в крышке 5 и
плашке 3 и при его вра-
щении происходит встреч-
ное движение винта и

плашки, причем, благода-
ря двойной разнице в шаге резьб и особой форме канала в плашке
спайдера (см. рис. 1.49, сечение Л-Л), обеспечивается зажим цилин-

дрических грузов разного диаметра всегда по центру проходного
канала спайдера.

Техническая характеристика спайдера

Рабочее давление, МПа.....................................14,0

Управление..............................................Ручное

Диаметр проходной, мм.......................................76

Диаметр удерживаемых грузов, мм........................35...70

Осевое удерживаемое усилие, кН..........................  30,0

Габаритные размеры, мм:
длина..................................................  725

ширина..................................................155

высота..................................................250

Масса, кг...................................................49

Лубрикаторы, применяемые при свабировании скважин пока-
заны на рис. 1.50. Лубрикатор комплекса КСС-1 (см. рис. 1.50, а)
78
Рис. 1.50. Лубрикаторы:

а — комплекс КСС-1:1,5 — трубы; 2,3,6 — фланцы; 4 — муфта; 7 — втулка;
8—пружина-амортизатор; 9—регулировочная гайка; 10,11 — толкатели; 12,13 —
полукольца; 14 — концевой выключатель; 15 — пружины; 16 — болты; 17,19 —
гайки; 18 — шпильки; 20 — уплотнительные кольца; 21 — полухомуты; 22 —
уплотнительная прокладка;

б — комплекс на базе АзИНМАШ-37А: 1 — лубрикатор; 2 — муфта; 3 — нип-
пель; 4 — гайка 5 — корпус; 6 — выключатель; 7 — кулачок; 8 — ось; 9 — фла-
жок; 10,11 — трубопроводы; 12,13 — уплотнительные кольца
состоит из двух секций. Нижняя секция представляет собой трубу 1
с фланцами. В верхней секции размещены пружина-амортизатор 8
и датчик входа скважинного оборудования в лубрикатор, вклю-
чающий втулку 7, взаимно уравновешенные от действия внутрен-
него давления толкатели 10,11, взаимодействующие через подпру-
жиненные полукольца 12,13 с концевым выключателем 14, соеди-
ненным электрическим кабелем с системой управления агрегата и
дающим сигнал на остановку привода лебедки при упоре узла кре-
пления тягового органа во втулку 7.

Техническая характеристика лубрикатора комплекса КСС-1

Рабочее давление, МПа.....................................14,0

Диаметр проходной мм........................................76

Рабочий ход пружины-амортизатора, мм.......................400

Рабочее усилие пружины-амортизатора, кН...................30,0

Габаритные размеры, мм:
длина...................................................280

ширина.................................................225

высота................................................2565

Масса, кг...................................................53

Лубрикатор комплекса на базе подъемника АзИНМАШ-37А в
комплекте с датчиком входа скважинного оборудования в лубрика-
тор представлен на рис. 1.50, б.

Техническая характеристика лубрикатора (в комплекте с датчиком входа)
комплекса для свабирования на базе АзИНМАШ-37А

Рабочее давление, МПа......................................7,0

Диаметр проходной, мм.......................................62

Высота, мм................................................5000

Масса, кг...................................................47

Устройство и работу датчиков входа скважинного оборудова-
ния в лубрикатор демонстрирует рис. 1.51.

На рис. 1.51 в корпусе датчика сделан вырез для показа внутрен-
него устройства. При взаимодействии узла крепления тягового орга-
на с вилкой, расположенной внутри корпуса датчика, она поворачи-
вается вокруг оси, выходящей наружу. Прикрепленный к оси рычаг
обеспечивает визуальную индикацию момента входа скважинного
оборудования в лубрикатор. Возврат вилки в исходное положение
происходит под действием веса груза на конце рычага или вручную.

Конструкция датчика входа с выключателем приведена на
рис. 1.52.
а

Рис. 1.51. Датчик входа скважинного оборудования в лубрикатор (США):
а — исходное положение, б — при входе узла крепления каната
Рис. 1.52.Датчиквходасвыключателем:

1 — корпус; 2 — указатель; 3 — вилка; 4 — пробка; 5 — кулачок; б — пружина;
7—ось; 8—11— болты; 12—гайка; 13—шайба; 14> 15—уплотнения;

16 — выключатель
Электрический выключатель 16, управляемый вилкой 3 через
установленный на ее оси 7 кулачок 5, обеспечивает автоматическое
отключение привода лебедки при входе поднимаемого скважинно-
го оборудования в лубрикатор. Для обеспечения возврата вилки
датчика в исходное положение предусмотрена пружина 6.

Герметизация тягового органа сваба является непростой зада-
чей. Особенно сложно обеспечить уплотнение каната, имеющего
сложную и не гладкую форму наружной поверхности. Предложен
ряд конструкций устройств, выполненных на основе различных
технических решений. На основе анализа и систематизации извест-
ных технических решений, предлагается классификация устройств
для герметизации тяговых органов сваба на устье скважины, по-
казанная на рис. 1.53.

Наибольший опыт в области созданйя и применения устройств
для герметизации каната и кабеля накоплен за рубежом, поэтому
представляется целесообразным рассмотреть ряд конструкций гер-
метизирующих устройств, представленных в каталогах фирм США
1968—1969 гг. [8] (в этих каталогах, в отличие от более современ-
ных изданий, наряду с рекламным материалом, даны сведения о
конструкции и принципе действия устройств, с другой стороны, к
тому времени в рассматриваемой области в нефтедобывающей от-
расли США уже сформировались основные принципы и направле-
ния создания таких устройств, которые сохранились и в современ-
ной технике).

На рис. 1.54 (см. цв. вклейку) показано устройство для герме-
тизации каната с одним контактным уплотнением с ручным под-
жимом и узлом для автоматического отсоединения от лубрикатора
при взаимодействии с узлом крепления каната. На рис. 1.55 (см. цв.
вклейку) представлена конструкция устройства для герметизации
каната с одним контактным уплотнением, дистанционным гидро-
поджимом со стороны атмосферы, с ослаблением поджима пружиной.

Конструкцию устройства для герметизации кабеля, содержаще-
го комбинацию контактных и лабиринтных уплотнений, демонст-
рирует рис. 1.56. В этом устройстве поджим контактного уплотне-
ния — дистанционный, гидравлический со стороны атмосферы с
ослаблением поджима пружиной. Имеются камеры для сбора и ли-
нии д ля отвода утечек.'

На рис. 1.57 приведено устройство для герметизации кабеля,
отличительной особенностью которого является применение авто-
номного лубрикатора для подачи в полость уплотнения смазки (ин-
	Устройства для герметизации тяговых органов сваба на устье скважины						
							
	По назначению		1_	Для каната (кабеля)			
				1	Для ленты			
							
	По способу поджима уплотнителя			С ручным поджимом	—	От насоса	
							
				С дистанционным пщроподжимом			
						От давления герметизируемой среды	
							
	По способу ослабления поджима		—	Вручную		. Комбинированным способом	
				За счет упругости уплотнителя			
							
							
				Пружиной			
				Гидравлически			
							
	По направлению силы при поджиме уплотнителя			С аксиальным (осевым) ПОДЖИМОМ		-1 Со стороны атмосферы	
							
				С радиальным поджимом		Со стороны герметизируемой среды	
							
	По количеству герметизирующих элементов			С одним контактным уплотнителем			
				С несколькими последовательными контактными уплотнителями			
							
				С комбинацией контактного и лабиринтного уплотнений			
	По наличию и способу подвода смазки (ингибиторов, нейтрализаторов)			Без принудительной смазки			
							
				С автономным лубрикатором			
				С дистанционной подачей			
							
	По наличию отвода утечек	1	г	Без сбора и отвода утечек			
							
	Потипу крепления			С отводом утечек  Жестко закрепленные			
				Автоматически отсоединяемые			

Рис. 1.53. Классификация устройств для герметизации тяговых органов сваба
на устье скважины
Рис. 1.56. Уплотнение кабеля с гидро-
поджимом в комбинации с лабиринт-
ными уплотнениями (США)

Рис. 1.57. Уплотнение кабеля
с гидроподзкимом и лубрикатором
для смазки (США)
Рис. 1.58. Уплотнение каната (кабеля)
с ручным радиальным поджимом
(США)

гибиторов, нейтрализаторов). По-
дача смазки из лубрикатора —
за счет избыточного давления
герметизируемой среды. Поджим
уплотнения — дистанционный,
гидравлический с возвратом пру-
жиной. Имеются камеры для сбо-
ра и линии для отвода утечек.

На рис. 1.58 представлено
устройство для герметизации ка-
ната с ручным радиальным под-
жимом уплотнителя. Другой осо-
бенностью устройства является
применение для центровки ка-
ната роликов, смонтированных
над уплотнением.

Рисунок 1.59 иллюстрирует
конструкцию устройства для гер-
метизации каната с дистанцион-
ным гидроподжимом уплотните-
ля со стороны герметизируемой
среды с возвратом пружиной.

Рис. 1.59. Уплотнение каната с гйдроподзкимом
со стороны избыточного давления (США):
а — общий вид; б — разрез
Принцип действия автоматиче-
ских узлов крепления устройств для
герметизации тягового органа сваба к
лубрикатору приведены на рис. 1.60.
При нажиме узлом крепления тяго-
вого органа сваба во время хода
вверх в упор 1 (см. рис. 1.60), по-
следний через амортизатор 2 сме-
щает вверх стакан 3, который при
движении вверх сначала сжимает
подпружиненные собачки 4, выводя
их из зацепления с корпусом 5, а
затем при дальнейшем перемеще-
нии упирается в нижний торец втул-
ки 6 и выталкивает ее вместе с при-
крепленным к ней переводником 8
из корпуса 5.

Уплотнители 7 герметизируют
соединение переводника 8 с корпу-
сом 5 в рабочем положении, а пру-
жина 9 амортизирует удар стакана 3
в торец втулки 6 в случае подхода
узла крепления тягового органа сва-
ба к устройству для герметизации
каната с повышенной скоростью.

Сменные уплотнительные эле-
менты, применяемые в рассмот-
ренных устройствах для гермети-
зации каната и кабеля, показаны на
рис. 1.61.

Рис. 1.60. Автоматический узел
крепления устьевых уплотнений
тяговых органов сваба (США):
1 — упор; 2 — амортизатор; 3 —
стакан; 4 — собачки; 5 — корпус;
6 — втулка; 7 — уплотнители; 8 —
переводник; 9 — пружина

а

Рис. 1.61. Сменные разрезные уплотнительные элементы узлов герметизации
кабеля и каната (США) марок:

а — Озеедег; б — ОзеПхж; в — Озее; г —- Озе11; д — Оза^е; е — Оз1п§
Типовые конструкции устройств для герметизации каната и ка-
беля на устье скважины, применяемые в отечественных комплексах
оборудования для свабирования, приведены на рис. 1.62 и 1.63.

В корпусе устройства 1 (см. рис. 1.62) размещены два сменных
уплотнительных элемента 4, выполненных из специальной нефтестой-
кой резины или полиуретана. Между ними установлена распорная втул-
ка 8. Полость В между уплотнительными элементами имеет выход
через штуцер 14, служащий для отвода утечки или подачи при необ-
ходимости в полость устройства запорной вязкой жидкости, нейтрали-
затора сероводорода и других сред. В нижней части корпуса размещен
кольцевой поршень 5, обеспечивающий при подаче под него в полость
А давления через штуцер 10 осевой поджим обоих уплотнителей со
стороны действия избыточного давления герметизируемой среды.

Причем усилие поджима верхнего уплотнительного элемента
оказывается меньше, чем нижнего на величину силы трения нижнего
уплотнителя о корпус, что уменьшает износ верхнего уплотнителя
(поскольку верхний уплотнительный элемент не испытывает такого
перепада давления, как нижний, и при нормальной работе нижнего
уплотнения выполняет в основном функцию очистки поверхности
каната от скважинной жидкости). Возврат кольцевого поршня и ос-
лабление поджима в данной конструкции обеспечивается путем по-
дачи давления в полость Б через штуцер 11. Полости гидравлическо-
го управления герметизируются манжетами 12 и уплотнениями 13.
Внутренний диаметр кольцевого поршня 5 выбран больше наружно-
го диаметра узла крепления каната, что позволяет при отсоединен-
ной крышке устройства выталкивать внутреннюю начинку (сменные
уплотнительные элементы 4, направляющие 7, втулку 8) из корпуса
наружу узлом крепления каната, что упрощает замену изнашивае-
мых элементов. Для облегчения замены без отсоединения каната уп-
лотнительные элементы 4 выполнены с продольным разрезом, а на-
правляющие 7 — составными из двух частей, скрепленных стопор-
ными кольцами 9. Устройство соединяется с лубрикатором при по-
мощи присоединительной конической резьбы (резьбы НКТ 89) 14.
Техническая характеристика устройства для герметизации каната комплекса
для свабирования на базе подъемника АзИНМАШ-37А

Максимальное давление герметизируемой среды, МПа...........7,0

Диаметр каната, мм......................................13 и 15

Давление поджима, МПа...................................до 10,0

Габаритные размеры, мм:
диаметр.................................................110

высота..................................................590

Масса, кг...................................................32
Рис. 1.62. Узел герметизации ка-
ната комплекса для свабирования
на базе АзИНМАШ-37А:

I, 2 — корпус; 3 — тяговый орган;
4—уплотнители; 5 — поршень; б—
толкатель; 7 — направляющие; 8 —
втулка; 9 — кольца стопорные; 10,
11, 14 — штуцера; 12 — манжеты;
13 — уплотнение; 15 — присоеди-
нительная резьба; А, Б, В — полости

Рис. 1.63. Модификация устройства гер-
метизации каната с быстросменными уп-
лотнителями с осевым гидроподжимом:
1 — корпус; 2—штуцер отвода утечек (по-
дачи запорной жидкости); 3 — гайка; 4 —
поршень; 5 — направляющая; б — втулка
распорная; 7 — втулка; 8 — ниппель; 9 —
сменные уплотнительные элементы; 10—
12 — уплотнительные кольца; 13—манжета;
14—штуцер подвода давления поджима
Модифицированное устройство (см. рис. 1.63) работает по то-
му же принципу. Отличия состоят в том, что сопряженные поса-
дочные уплотнительные поверхности кольцевого поршня 4 выпол-
нены в одной части корпуса, что упрощает технологию изготовле-
ния и повышает надежность работы. Возврат поршня при снятии
давления поджима происходит за счет упругости уплотнительных
элементов 9, кроме того, упрощено снятие крышки 7 при смене уп-
лотнений и присоединение к лубрикатору при помощи накидной
гайки с цилиндрической резьбой.

Устройство для герметизации каната (кабеля) с радиальным
гидравлическим поджимом уплотнительных элементов показано на
рис. 1.64.

а	б

Рис. 1.64. Устройство для герметизации каната (кабеля)
с радиальным гидравлическим поджимом:
а — в рабочем положении; б—при смене уплотнительных элементов.

1 — узел крепления каната; 2—канат; 3 — присоединительная резьба; 4—корпус;

5 — опорная втулка; б—штуцера; 7—надувной эластичный элемент; 8—уплот-
нительный элемент; 9—полость сбора утечек; 10—распорная втулка; 11 — крыш-
ка; 12 — фиксатор крышки; 13 — штуцер отвода утечки
Устройство содержит (см. рис. 1.64, а) корпус 4, в кольцевых
полостях которого размещены надувные эластичные элементы 7,
обеспечивающие поджим сменных уплотнительных элементов 8.
Давление поджима подается в надувные элементы через штуцеры
б. Индивидуальная подача давления в каждый надувной элемент
обеспечивает возможность создания оптимального давления под-
жима нижнего и верхнего уплотнительных элементов. Положение
уплотнительных элементов 5 в корпусе зафиксировано опорной
втулкой 5, распорной втулкой 10 и крышкой 11, закрепленной фик-
саторами 12. Для отвода утечек из полости 9 между нижним и
верхним уплотнительными элементами предусмотрен штуцер 13.
Через этот же штуцер в полость 9 может подаваться запорная вяз-
кая жидкость, нейтрализатор сероводорода или ингибиторы корро-
зии. Для облегчения замены уплотнительные элементы 8 выполне-
ны разрезными, а внутренний диаметр корпуса 4 превышает на-
ружный диаметр узла крепления каната 1. Такое выполнение уст-
ройства позволяет после снятия фиксаторов 12 извлекать из корпу-
са уплотнительные элементы 5 с помощью узла крепления каната
(см. рис. 1.64, б). Для создания давления поджима могут быть ис-
пользованы избыточное давление герметизируемой среды и внеш-
ний источник (насос), а также их комбинация.

В области герметизации плоских тяговых органов, таких, как
стальная лента, еще не накоплен столь значительный опыт, как в
области герметизации кабеля и каната. Попытки создания уст-
ройств для герметизации ленты с осевым поджимом, аналогичных
по конструкции тем, которые хорошо зарекомендовали себя при
герметизации кабеля или каната, успеха не имели. Работоспособная
конструкция устройства для герметизации стальной ленты была
создана на основе использования принципа «радиального» (приме-
нительно к плоской ленте точнее сказать бокового) гидравлическо-
го поджима пластичного уплотнителя из фторопластового уплотни-
тельного материала ФУМ-В (ТУ 6-05-1570-72), помещенного внут-
ри эластичной мембраны и ограниченного по торцам шайбами из
резины с кордом [25,26]. В этом устройстве (рис. 1.65) уплотнитель
9 размещен в эластичной мембране 8, закрепленной по концам в
корпусе 21 с помощью перфорированного стакана 7.

Для крепления мембраны предусмотрены нажимная втулка 11,
фланец 19 и болты 20. Корпус 21 установлен на переходнике 23,
служащем корпусом резервного уплотнения 3. Переходник, в свою
очередь, установлен на основании 25. Упомянутые части стягива-
Рис. 1.65. Устройство для герметизации стальной ленты:

1,5,10 — вкладыши; 2—уплотнительное кольцо; 3—резервное уплотнение; 4 —
штуцера; б—пластины; 7—стакан; 8 — мембрана; 9—уплотнитель; 11 — втул-
ка; 12 — грундбукса; 13 —упругий элемент; 14,18,19 — фланцы; 15— резерву-
ар; 16,20 — болты; 17—прокладки; 21 — корпус; 22 — шайбы; 23 — переходник;

24—шпильки; 25 — основание
ются с помощью шпилек 24, стык герметизирован уплотнительным
кольцом 2. Для предварительного поджима уплотнителя 9 служат
болты 16, фланец 18 и грундбукса 12. На корпусе 21 и переходнике
23 предусмотрены штуцера 4 для подачи под давлением жидкости
или газа для поджима уплотнителей. Для выравнивания распреде-
ления контактного давления между уплотнителем 9 и лентой пре-
дусмотрены жесткие пластины 6, установленные между уплотните-
лем и мембраной и опирающиеся верхними концами на вкладыш 10
из резины с кордом, который уменьшает вынос материала уплотни-
теля движущейся лентой. Центрирование ленты осуществляется
грундбуксой 12 и вкладышами 1 и 5. Фиксация вкладыша 5 в осе-
вом направлении обеспечивается шайбами 22. Для сбора возмож-
ных утечек жидкости через уплотнение служит резервуар 15, из
которого утечки могут отводиться в сборную емкость. Над резер-
вуаром установлен упругий очистительный элемент 13, поджимае-
мый к ленте фланцем 14 и предотвращающий вынос лентой жидко-
сти из резервуара в атмосферу. Стыки между резервуаром 15,
фланцем 18 и грундбуксой 12 герметизированы прокладками 17.

Техническая характеристика устройства для герметизации стальной ленты

Максимальное давление герметизируемой среды, МПа.......14,0

Сечение герметизируемой ленты, мм..............50x1,0 и 50x1,5

Давление поджима, МПа................................до 16,0

Габаритные размеры, мм:

длина...............................................160

ширина..............................................145

высота..............................................485

Масса, кг...............................................20

Устройство для герметизации стальной ленты (см. рис. 1.65)
прошло испытания на специальном стенде [26] при возвратно-
поступательном движении ленты при следующих условиях: длина
хода ленты 1,1 м; частота ходов 15 в 1 мин; избыточное давление
герметизируемой среды (технической воды) 1,0... 1,2 МПа; давление
поджима уплотнителя 1,1...1,4 МПа; лента из стали 65Г шириной
50 мм и толщиной 1,0 мм с шероховатостью поверхности Ка не бо-
лее 0,63 мкм (Кх 3,2 мкм). Испытания проводились в два этапа.

На первом этапе целью испытаний было определение работо-
способности устройства. Методика испытаний предусматривала ви-
зуальное наблюдение за работой устройства и при появлении утеч-
ки проводилась корректировка (увеличение) давления поджима на
величину, достаточную для полного прекращения утечки. Наработ-
ка устройства на первом этапе составила 355 ч, пробег ленты в уст-
ройстве при этом равнялся 710 тыс. м при средней скорости 0,55 м/с.
Средняя наработка устройства между корректировками давления
поджима составила 48 ч, а пробег ленты за это время равнялся
96000 м. Максимальный перепад между давлением поджима и дав-
лением герметизируемой среды был равен 0,3 МПа. Износ уплот-
нителя за время испытаний был незначительным.

На втором этапе целью испытаний являлось определение вели-
чины и характера изменения утечек через устройство во времени. Ме-
тодика испытаний на этом этапе предусматривала визуальное наблю-
дение за работой устройства и замер утечек через него без корректи-
ровки давления поджима до тех пор, пока расход утечки не достигнет
заданной величины (1,0 л/ч). Утечка отбиралась из резервуара устрой-
ства через нижний штуцер и замерялась мерной емкостью. Избыточ-
ное давление герметизируемой среды поддерживалось равным 0,9 МПа,
а давление поджима равнялось 1,0 МПа. Испытания продолжались
132 ч. После первых 72 ч наработки (пробег ленты составил 144 тыс. м)
расход утечки достиг заданной величины — 1,0 л/ч. Повышение дав-
ления поджима до 1,1 МПа привело к прекращению утечки. Через сле-
дующие 60 ч работы стенда (пробег ленты 120 тыс. м) расход утечки
вновь достиг заданной величины. Характер зависимости расхода утечки
от пробега ленты, полученный в процессе второго этапа стендовых ис-
пытаний устройства для герметизации ленты, представлен на рис. 1.66.

Пробег ленты, км

Рис. 1.66. Зависимость величины утечки от пробега ленты:
1,2 — соответственно первый и второй (после коррекции поджима) циклы
Результаты стендовых испытаний подтвердили работоспособ-
ность устройства для герметизации ленты. При периодической кор-
ректировке давления поджима возможна работа устройства практи-
чески без утечки жидкости через него. Возможна работа устройства
в режиме, когда расход утечки не превышает заданную величину
(определяемую пропускной способностью системы отвода утечки).
При этом время между корректировками величины давления под-
жима может быть существенно увеличено. После стендовых испы-
таний рассмотренное устройство для герметизации ленты прошло
промысловые испытания и включено в состав комплексов для сва-
бирования скважин КСС-1 и КСЛ-2500.

Давление для гидравлического поджима уплотнителей устрой-
ств герметизации тяговых органов сваба отбирается от гидроси-
стемы подъемного агрегата или от автономного ручного насоса. Ус-
тройство такого насоса, применяемого в комплексах оборудования
для свабирования, иллюстрирует рис. 1.67.

Комплект устьевого оборудования установки для свабирования
скважин АС-10М показан на рис. 1.68 (см. цв. вклейку).

Рис. 1.67. Насос для дистанционного управления устройствами герметизации
тяговых органов сваба:

1,3 — корпус; 2 — крышка; 4,14—рычаг; 5 — пггок; 6 — уплотнительный эле-
мент; 7—грундбукса; 8 — шарик; 9—штуцер; 10—гайка; 11 — тройник; 12 —
манометр; 13—винт
Рис. 1.69. Блок подвесной:

1 — ролик мерный; 2 — щека; 3 — под-
веска; 4 — элеватор; 5 — датчик натяже-
ния; 6—датчик глубины и скорости

При свабировании скважин с
применением подъемников без соб-
ственной мачты (см. рис. 1.3 и 1.23)
в комплект устьевого оборудования
входят также подвесной и направ-
ляющий блоки. Устройство подвес-
ного и направляющего блоков, при-
меняемых с каротажными подъем-
никами, показано на рис. 1.69 и 1.70.

В подвеске подвесного блока
предусмотрен датчик натяжения тя-
гового органа. На одной из щек под-
весного блока устанавливается дат-
чик глубины, шестерня которого
входит в зацепление с шестерней
мерного ролика. Конструкция на-
правляющего ролика также преду-
сматривает установку датчика глу-
бины. Устройство датчиков рассмот-
рено в разделе 1.4 данной главы
книги.

Рис. 1.70. Блок направляющий:
1 — ролик мерный; 2 — щека;
3 — рым-болт; 4—упор под-
вески
1.3. Скважинное оборудование

Состав скважинного оборудования комплексов для свабирова-
ния схематично представлен на рис. 1.71.

Типичные компоновки скважинного оборудования, присое-
диняемого к тяговым органам подъемных агрегатов для свабирова-

ния, показаны на рис. 1.72.

Наиболее простой, базовой, является компоновка, которая при-
ведена на рис. 1.72, а. Компоновка, показанная на рис. 1.72, б, от-
личается введением в состав оборудования ясса, установленного
между секциями груза. Ясс обеспечивает проталкивание застряв-
шего в трубах сваба, кроме того позволяет более четкое определе-
ние момента входа сваба в жидкость при ходе вниз по характерно-
му уменьшению нагрузки на тяговом органе. В компоновке, при-
веденной на рис. 1.72, в, под свабом установлены якорь, груз и ясс
с ловителем, обеспечивающий съем с седла в НКТ приемного
клапана. Якорь служит для торможения сваба и предотвращения
его выброса в случае резкого подъема давления под свабом в про-
цессе свабирования (проявления скважины). Последняя компо-
новка скважинного оборудования требует применения полного
комплекта устьевого оборудования с аварийным и рабочим пре-

венторами, спайдером и
лубрикатором и применя-

ные на рис. 1.72, а, б.

Свабы выпускаются
различных конструкций, но



на практике находят наи-
большее применение свабы
двух типов — манжетные
и плашечные. Манжетный
сваб (рис. 1.73), как прави-
ло, содержит центральный
стержень (мандрель) 1 кре-
стообразного сечения, на
которой с возможностью
ограниченного осевого пе-
ремещения между седлом
2 и упором 3 установлена
манжета 4. Верхняя часть

Скважинное оборудование

Свабы

Грузы

Якоря ~~

Узлы соединения

Подъемные трубы

Контейнеры для приборов

Пакеры

Рис. 1.71. Скважинное оборудование
для свабирования
I

а

Рис. 1.72. Компоновки скважинного оборудования:

а, б—комплекс на базе АзИНМАШ-37А; в — комплекс на базе КСС-1:

7 — тяговый орган (канат, кабель, лента); 2 — узел крепления тягового органа;
3 — вертлюг; 4 — цельный груз; 5 — быстроразъемное соединение; б — сваб; 7 —
секции грузов; 8 — ясс; 9—якорь; 10—ловитель; 11 — колонна НКТ; 72 — кла-
пан; 13 — седло
мандрели снабжена резьбой для
присоединения к грузу или к уз-
лу крепления тягового органа, а
в нижней части может быть ус-
тановлен центратор 5, улучша-
ющий работу сваба на наклонных
участках скважины. При подъе-
ме сваба манжета под действием
веса столба жидкости над свабом
своим нижним торцом прижи-
мается к верхней торцевой по-
верхности седла 2 (см. рис. 1.73),
обеспечивая герметичный кон-
такт, наряду с этим, под дейст-
вием давления жидкости манже-
та боковой поверхностью плотно
прижимается к внутренней стен-
ке труб, обеспечивая минималь-
ные утечки при подъеме жидко-
сти. При спуске сваба под дейст-
вием силы трения о стенку труб

Рис. 1.73. Конструкция манжетного
сваба:

1 — мавдрель; 2 — седло; 3—упор;
4—манжета; 5—центратор

манжета перемещается по манд-
рели в верхнее положение до упо-
ра 3, открывая проход для жид-
кости по каналам вдоль мандре-

ли (см. сечение А-А на рис. 1.73) и обеспечивая погружение сваба
под уровень жидкости.

Несколько манжетных свабов для насосно-компрессорных труб
(НКТ) и эксплуатационной колонны одного из ведущих зарубеж-
ных производителей — фирмы ОшЪегзоп [27], — представлены со-
ответственно на рис. 1.74 и 1.75. Сменные манжеты, применяемые
в этих свабах, показаны на рис. 1.76 и 1.77.

Конструкция основных типов свабных манжет показаны на
рис. 1.78. Манжеты типа М (базовый вариант), КТЬ (повышенной
герметичности), 8У (вариант для работы в условиях большого со-
держания в жидкости песка) выполнены из специальной износо-
стойкой резины и армированы изнутри металлической втулкой (из
стали или алюминиевого сплава), которая не контактирует с по-
верхностью труб. Основной недостаток манжет описанной конст-
рукции, предназначенных для легких и средних условий работы в
Туре ПР »кЬ	Туре ПР ^1111

РЛ-’Сирк	ИР Сире

Рис. 1.74. Свабы для НКТ (США)

81апс!агс!

\УЙЬ О\У Сирх

Кписк1е .Г01 п1
УМЬ .1 Сир8

8(апс1агс!

\У!Й1 К Сир8

Рис. 1.75. Свабы для
эксплуатационной колонны (США)
I Сир

СР Сир

ТО Сир

V Сир С\У Сир МУ Сир Ь Сир

Рис. 1.76. Манжеты сеабов для НКТ (США)

качественных, высокоточных
трубах (отвечающих требова-
ниям стандартов АНИ), явля-
ется малый ресурс работы при
применении в отечественных
НКТ (по ГОСТ 683—80), ко-
торые имеют при их постав-
ке существенно больший до-
пустимый разброс по внут-
реннему диаметру, а при со-
единении их в колонну обра-
зуют стыки с зазором между
торцами труб, прохождение
которых свабом под нагруз-
кой от столба жидкости при-
водит к быстрому разруше-
нию резиновой манжеты.

Выпуск отечественных
полиуретановых манжет для
свабов, аналогичных по кон-
струкции зарубежным ман-
жетам типов 8У и КТЬ, ос-
воен ООО «Синергия-Лидер»

СУ/Сир

V Сир

Рис. 1.77. Манжеты свабое для эксплуа-
тационной колонны (США)

(г. Пермь). Полиуретаны бо-
лее износостойки по сравне-
нию с резинами, однако их

стоимость в несколько раз превышает стоимость резиновых смесей,
при этом кардинального увеличения долговечности работы манже-
ты в колоннах из отечественных НКТ все равно не достигается (ин-
тенсивное разрушение эластомера на стыках труб остается), а
Рис. 1.78. Конструкция основных типов свабных манжет:

а, б, в, г — соответственно манжеты типов М, КТЬ, 8 V и НЬ-НБ; д — манжеты
Бугульминского филиала ВНИИнефти

стоимость сваба заметно возрастает. Манжеты типов НЬ, НВ, в от-
личие от предыдущих, снабжены прочным наружным армирующим
каркасом из стальной проволоки, защищающим эластичный элемент
манжеты (выполненный также из специальной износостойкой рези-
ны) от преждевременного разрушения при трении о стенки труб и
прохождении стыков труб в колонне НКТ. Этот тип манжет создан
для тяжелых условий работы и в наибольшей степени подходит для
отечественных условий свабирования скважин. Попытки создания
отечественных манжет корзинчатого типа, аналогичного с зарубеж-
ными конструкциями наталкиваются на отсутствие дешевых отече-
ственных эластомерных материалов с необходимыми свойствами.

В Бугульминском филиале ВНИИнефти разработана конструк-
ция манжеты с усиленным армирующим каркасом, выполненным в
виде цельной стальной обечайки переменного сечения с узкими
продольными не доходящими до основания пазами, образующими
уширенные лепестки, контактирующие при работе манжеты со
стенкой труб, по площади в несколько раз превышающей площадь
контакта проволочного армирующего каркаса (см. рис. 1.78, <)). В
результате такого выполнения пропорционально сокращается пло-
щадь контакта эластичного материала манжеты с поверхностью НКТ,
а следовательно, и его износ.

Свабы корзинчатого типа (как зарубежного производства, так и
отечественные) имеют ограничения, по создаваемому напору по-
рядка 4,0 МПа, что позволяет поднимать за ход без осложнений не
более 400 м столба жидкости плотностью 1000 кг/м3 (1,2 м3 по НКТ
с внутренним диаметром 62 мм). Превышение допустимого напора,
102
вследствие более глубокого по-
гружения сваба под уровень жид-
кости в скважине, приводит к
увеличению контактного давле-
ния манжеты сваба на внутрен-
нюю поверхность НКТ, возрас-
танию силы трения между сва-
бом и НКТ, необратимым де-
формациям металлического ар-
мирующего каркаса, быстрому
выходу из строя манжеты сваба.

Для предотвращения ослож-
нений при превышении допус-
тимой глубины погружения под
уровень жидкости в скважине
свабы манжетного типа могут
быть снабжены предохранитель-
ным клапаном, настроенным на
максимальное значение допус-
тимого для данного сваба пере-
пада давления. Устройство ман-
жетного сваба с предохранитель-
ным перепускным клапаном по-
казано на рис. 1.79. Перепуск-
ной клапан обеспечивает сброс
части столба жидкости через сваб
при его чрезмерном погружении
под уровень жидкости в сква-
жине. Настройка перепускного
клапана выполняется изменени-
ем поджатия пружины 10 проб-
кой 11.

Совершенствование манжет-
ных свабов ведется по несколь-
ким направлениям. Во-первых,
это поиск и применение мате-
риалов с улучшенными свойст-
вами, обеспечивающих увели-
чение прочности и износостой-
кости манжет сваба.

Рис. 1.79. Манжетный сваб
с перепускным клапаном:

1 — мандрель; 2 — корпус перепускного
клапана; 3 — основание манжеты; 4—ар-
мирующие элементы; 5 — манжета; б —
седло; 7—кольцо; 8 — седло перепускно-
го клапана; 9 — шарик; 10 — пружина;

11 — пробка; 12 — переводник; 13 —
упорное кольцо; 14—перепускной канал
а

Рис. 1.80. Свабы плашечного
типа:

а — сваб с поджимом уплотня-
ющих плашек к стенке НКТ за
счет упругих элементов; б — сваб
с поджимом плашек к стенке НКТ
за счет давления столба жидкости

б

Во-вторых, — улучшение конст-
рукции манжет, в том числе путем со-
вершенствования формы манжеты [28],
оптимизации характеристик жесткости
армирующего каркаса манжеты [29],
совершенствования способа соедине-
ния частей армирующего каркаса с ос-
нованием [30], обеспечения возмож-
ности настройки манжеты по диамет-
ру под конкретный размер труб перед
спуском в скважину [31], совершенст-
вования технологии изготовления ман-
жет [32]. Запатентованы конструкции
манжетных свабов с прочным износо-
стойким металлическим армирующим
каркасом и быстросменными резино-
выми манжетами, например [33] и др.

Свабы плашечного типа (рис. 1.80)
не имеют зарубежных аналогов и, как
правило, не имеют ограничений по
развиваемому напору.

Величина столба жидкости, под-
нимаемого такими свабами, лимити-
руется только технической характери-
стикой применяемого подъемного аг-
регата и прочностью тягового органа
сваба. Среди плашечных свабов могут
быть выделены два типа:

— свабы, у которых поджим уп-

лотняющих плашек к стенке НКТ осу-
ществляется за счет упругих элемен-
тов (пружин) и не зависит от давления
столба жидкости над свабом;

— свабы, у которых поджим пла-
шек к стенке НКТ при подъеме жид-
кости осуществляется за счет давле-
ния столба жидкости над свабом.

Примером плашечных свабов первого типа могут служить кон-
струкции плунжеров для длинноходовых насосных установок, разрабо-
танные ОАО «Оренбургнефть» и ВНИИнефти [34—38] (см. рис. 1.80, а).
Плашечные свабы второго тина разработаны и выпускаются
Бугульминским филиалом ВНИИнефти (см. рис. 1.80, б) [39]. Ре-
сурс работы стальных плашечных свабов этой конструкции на по-
рядок превышает ресурс манжет свабов корзинчатого типа. В ре-
зультате возможности подъема за один ход большего объема жид-
кости и соответственно уменьшения пробега сваба при освоении
каждой скважины, число осваиваемых скважин одним свабом пла-
шечного типа в десятки раз больше, чем свабом с манжетой кор-
зинчатого типа. К преимуществам плашечных свабов следует отне-
сти меньшие требования к подготовке поверхности НКТ к свабиро-
ванию и возможность увеличения герметичности сваба путем уве-
личения его длины (последнее относится только к свабам с поджи-
мом уплотняющих плашек за счет упругих элементов).

Исходя из опыта применения в различных условиях эксплуа-
тации, предложены усовершенствованные конструкции свабов
(рис. 1.81), разработанные на основе новых технических решений
[33,39,40—43].

В плашечном свабе (см. на рис. 1.81, а) [36], роль обратного
клапана выполняют сами уплотнительные элементы сваба. Прижа-
тие уплотнительных элементов 1 сваба к поверхности НКТ при его
ходе вверх осуществляется пружинами 2. При ходе вниз за счет пе-
репада давления над и под свабом происходит перемещение на-
встречу друг другу стаканов 3, 4, которые, воздействуя на кониче-
ские поверхности уплотнительных элементов, отжимают их от сте-
нок НКТ.

В результате этого открывается кольцевая щель между стенка-
ми труб и свабом, через которую жидкость обтекает сваб при его
движении вниз. Как утверждают авторы [36], благодаря такой кон-
струкции уменьшается опасность заклинивания сваба в трубах.

Сваб плашечного типа (см. на рис. 1.81, б) [42] содержит ци-
линдрический корпус 3 с осевым каналом и поперечными кольце-
выми выступами 4 на наружной поверхности, связанные подвижно
в радиальном направлении и подпружиненные относительно кор-
пуса 3 уплотнительные элементы 1, выполненные с кольцевыми
канавками 5 на внутренней поверхности, в которых размещены
кольцевые выступы 4 корпуса сваба. Причем высота канавок в уп-
лотнительных элементах превышает толщину кольцевых выступов
корпуса, а уплотнительные элементы установлены с возможностью
ограниченного осевого перемещения относительно корпуса сваба.
Сваб снабжен обратным клапаном 6.
б

г
эк

е

Рис. 1.81. Новые конструкции свабов:
а [36]: 1 — уплотнительные элементы; 2 — пружи-
ны; 3 и 4 — верхний и нижний стаканы;

б [42]: 1 — уплотнительные элементы; 2 — пружи-
ны; 3 — корпус; 4—кольцевые выступы; 5 —
кольцевые канавки, б—обратный клапан;

в [39]: 1 — обратный клапан; 2 — корпус; 3 — уп-
лотнительные элементы; 4 — перемычки; 5 —
эластичная манжета; б—защитная втулка;

г [33]: 1 — корпус; 2 — кольцевое основание; 3 —
пластины; 4 — эластичный уплотняющий
элемент;

д [40]: 1 — уплотнительные элементы; 2 — отвер-
стия; 3 — корпус; 4 — эластичная манжета;

5 — обратный клапан;

е [41]: 1 — обратный клапан; 2 — корпус; 3 — уп-
лотнительные элементы; 4 — перемычки; 5 —
эластичная манжета; б—защитная втулка;

ж [43]: 1 — уплотнительные элементы; 2 — эластич-
ный элемент; 3 — зазор; 4 — отверстия; 5 —
корпус; б—обратный клапан
Прижатие уплотнительных элементов 1 к стенкам труб осуще-
ствляется пружинами 2. Кольцевые выступы корпуса размещены
таким образом, что при ходе сваба вниз они занимают среднее по-
ложение в кольцевых канавках уплотнительных элементов, а при
подъеме сваба — верхнее положение. При спуске сваба уплотни-
тельные элементы смещаются вверх относительно корпуса, чем
обеспечиваются некоторый переток жидкости по кольцевым канав-
кам между корпусом и уплотнительными элементами и самоочист-
ка внутренних полостей сваба.

Плашечный сваб (см. на рис. 1.81, в) [39] содержит корпус с
обратным клапаном. Корпус выполнен с кольцевыми буртиками,
ограничивающими радиальное перемещение установленных на кор-
пусе уплотнительных элементов. Радиальность перемещений уп-
лотнительных элементов обеспечивает размещенная в полости, ог-
раниченной верхним кольцевым буртиком, специальная шайба с
радиальными выступами, входящими в ответные пазы, выполнен-
ные на верхних торцах уплотнительных элементов. На внутренней
поверхности уплотнительных элементов выполнены углубления,
образующие со смежными уплотнительными элементами единые
кольцевые канавки. С боков уплотнительных элементов выполнены
сквозные прорези, в них установлены перемычки, боковые выступы
которых расположены в кольцевых канавках уплотнительных эле-
ментов, а между корпусом и уплотнительными элементами поме-
щена эластичная манжета. Полость между манжетой и корпусом
сообщена с пространством над свабом. Между манжетой и уплот-
нительными элементами установлена металлическая защитная
втулка, выполненная для придания большей гибкости разрезной по
образующей.

Прижатие уплотнительных элементов сваба к стенкам колонны
труб при его ходе вверх осуществляется за счет перепада давления
над и под свабом. Перепад давления действует на внутреннюю по-
верхность эластичной манжеты и через защитную втулку передает-
ся на уплотнительные элементы.

При спуске сваба уплотнительные элементы без поджатия
скользят по стенкам труб, что снижает их износ и повышает долго-
вечность сваба.

Сваб корзинчатого типа (см. на рис. 1.81, г) [33] отличается тем,
что поверхность поршня сваба составлена из набора плотно сопри-
касающихся упругих металлических пластин 3 и имеет веретенооб-
разную форму. Пластины представляют собой упругие стержни,
108
имеющие в поперечном сечении вид сектора окружности. Эластич-
ный уплотняющий элемент 4 вложен в расширяющуюся часть
поршня с возможностью взаимодействия с внутренней поверхно-
стью набора упругих пластин, чем обеспечиваются повышенная
упругость поршня и возможность применения в трубах с разными
диаметрами. Кроме того, эластичный элемент выполнен быстрос-
менным, что существенно повышает ресурс работы сваба.

Плашечный сваб, устройство которого показано на рис. 1.81, д
[40], содержит корпус 3 с установленными на нем с возможностью
радиального перемещения уплотнительными элементами 1 и об-
ратный клапан 5. В боковых прорезях уплотнительных элементов
находятся выступы перемычек, размещенных на внутренней по-
верхности уплотнительных элементов, а между перемычками и
корпусом установлена эластичная манжета 4. Прижатие уплотни-
тельных элементов сваба к стенкам колонны труб при его ходе
вверх осуществляется за счет перепада давления, действующего
через отверстия в корпусе на внутреннюю поверхность эластичной
манжеты и на уплотнительные элементы. При спуске сваба уплот-
нительные элементы без поджатия скользят по стенкам труб. Сваб
составлен из ряда уплотнительных элементов с различными радиу-
сами наружной поверхности, соответствующими внутренним ра-
диусам труб, из которых составлена подъемная колонна. Причем
радиус верхнего ряда меньше, чем нижнего, что позволяет снизить
зазоры между уплотнительными элементами и стенками труб и со-
ответственно утечки при свабировании.

Конструкция плашечного сваба (см. на рис. 1.81, ё) [41] являет-
ся усовершенствованием сваба, представленного на рис. 1.81, в.
Перемычки сваба 4 дополнительно снабжены торцевыми выступа-
ми, что повышает надежность работы сваба.

Плашечный сваб (см. на рис. 1.81, ж) [43] включает полый ци-
линдрический корпус 5, обратный клапан 6, жесткие уплотнитель-
ные элементы 1, эластичный элемент 2, установленный между уп-
лотнительными элементами и корпусом, причем между эластичным
элементом и жесткими уплотнительными элементами обеспечен
зазор 3, равный ходу уплотнительных элементов в корпусе сваба в
радиальном направлении, а в корпусе сваба на нижнем уровне эла-
стичного элемента выполнены отверстия 4, сообщающие полость
корпуса с эластичным элементом. Уплотнительные элементы вы-
полнены в виде набора пластин, представляющих собой жесткие
металлические элементы, имеющие поперечное сечение в виде усе-
ченного сектора окружности. Принцип действия сваба аналогичен
приведенному на рис. 1.81, д. При свабировании контакт металли-
ческих элементов со стенками труб происходит по всей длине ра-
бочей части жестких металлических элементов, что в целом увели-
чивает ресурс работы сваба.

Якорь предназначен для предотвращения выброса сваба при
свабировании скважин, в которых может возникнуть фонтанирова-
ние или выбросы нефти и газа. Обычно якоря содержат элементы,
находящиеся в исходном положении внутри корпуса и выдвигае-
мые до упора во внутреннюю стенку труб при появлении под сва-
бом избыточного давления. Таким образом якорь обеспечивает тор-
можение сваба, предотвращая его резкое подбрасывание вверх и не
допуская тем самым потери устойчивости тягового органа и об-
разования «пробок» из смятого тягового органа в трубах. Известны
якоря механического и гидродинамического типов. Принцип дейст-
вия якорей механического типа основан на использовании эффекта
снижения нагрузки на тяговый орган от веса подвешенного на нем
скважинного оборудования (сваба, грузов) при проявлении скважи-
ны. Основной недостаток якорей механического типа — возмож-
ность их срабатывания не только при проявлении скважины, но и в
других случаях, когда происходит ослабление натяжения тягового
органа сваба в скважине, например при прохождении участков на-
бора кривизны в процессе спуска сваба в наклонно направленных
скважинах, при наличии отложений на стенках труб и др. Более
подходящими для свабирования представляются якоря гидродина-
мического типа, приводимые в действие за счет скоростного напора
потока при проявлении скважины. Устройство якоря гидродинами-
ческого типа [44] показано на рис. 1.82.

Якорь содержит корпус 1, выполненный в виде стакана с окна-
ми в боковой стенке, в которых размещены плашки 2, фиксируемые
в исходном положении заподлицо с наружной поверхностью кор-
пуса пружинами 3. В нижней части корпуса выполнены каналы 4,
сообщающие внутреннюю полость якоря с полостью насосно-
компрессорных труб. При резком возрастании давления под свабом
и скорости потока жидкости в зазоре между якорем и внутренней
стенкой колонны насосно-компрессорных труб в результате начала
фонтанирования или при газовом выбросе плашки якоря выдвига-
ются из корпуса и прижимаются к стенке труб под действием пере-
пада давления, возникающего вследствие преобразования внутри
корпуса якоря скоростного напора потока в статическое давление,
ПО
действующее на плашки. Та-
ким образом обеспечивается
торможение сваба и предот-
вращается его выброс пото-
ком жидкости.

Узлы крепления тягово-
го органа обеспечивают со-
единение тягового органа со
скважинным оборудованием
(свабом, грузами и др.). Кон-
струкция узла крепления за-
висит от типа тягового орга-
на (канат, кабель, лента), од-
нако в большинстве конструк-
ций используется зажим тя-
гового органа самотормозящи-
мися клиньями, помещенны-
ми в корпус.

Устройство узлов, приме-
няемых для крепления сква-
жинного оборудования к ка-
натам, показано на рис. 1.83.

В узле крепления каната
комплекса оборудования для
свабирования на базе подъ-
емника АзИНМАШ-37А (рис.
1.83, а) канат 1 фиксируется
в корпусе 2 с помощью раз-
резных клиньев 3. Первона-
чальный поджим клиньев обе-
спечивается втулкой 4. Дря
удобства сборки (соединения)
разрезные клинья стягиваются

Рис. 1.82. Якорь гидродинамического типа:
а — в исходном положении; б—при фон-
танном проявлении скважины: 1 — корпус;
2 — плашки; 3 — пружины; 4 — каналы;

5—внутренняя поверхность насосно-
компрессорных труб

между собой стопорным кольцом 5. Скважинное оборудование под-

соединяется к узлу крепления каната с помощью резьбы во втулке
4. Для облегчения захвата ловильным инструментом, в случае ава-
рийного отсоединения каната в скважине и падения оборудования,
в трубах в верхней части корпуса 2 выполнена захватная головка.

В узле крепления каната (см. на рис. 1.83, б), первоначальный
поджим клиньев 2 в корпусе 1 обеспечивается за счет натяжения
Рис. 1.83. Узлы крепления каната:

а — комплекс оборудования на базе АзИНМАШ-37А: 1 — тяговый канат;

2 — корпус; 3 — сухари (клинья); 4 — втулка; 5 — стопорное кольцо

б — оборудование компании Во'й'сп Тоок 1пс (США): I — корпус;

2 — сухари (клинья); 3 — втулка; 4 — поджимный винт; 5 — переводник;

в — заливкой металлом: 1 — канат; 2 — корпус; 3 — легкоплавкий металл (сплав);

4 — присоединительная резьба

каната, предварительно деформированного во втулке 3 винтом 4.
Для присоединения скважинного оборудования служит резьба, вы-
полненная в переводнике 5.

Самая простая и надежная конструкция узла крепления каната
показана на рис. 1.83, в.

Эта конструкция содержит всего одну деталь — корпус 2 со
сквозным осевым отверстием, выполненным в нижней части кони-
ческим. Конец каната 1 пропускается через корпус 2 до выхода на-
ружу со стороны присоединительной резьбы 4 и расплетается на
длине, равной длине кониче-
ской части отверстия в кор-
пусе. Органический сердечник
на расплетенном участке ка-
ната удаляется, проволоки ка-
ната обезжириваются, а их
концы загибаются во внутрь.
Расплетенный участок затя-
гивается канатом во внутрь
конической части отверстия в
корпусе. Узел крепления ус-
танавливается вертикально от-
крытой стороной с присоеди-
нительной резьбой 4 вверх, и
внутрь корпуса заливается рас-
плавленный легкоплавкий ме-
талл или сплав (сплавы свин-
ца, олова или цинка) так, что-
бы резьба 4 оставалась сво-
бодной. После остывания лег-
коплавкого металла узел кре-
пления готов к применению по
назначению. Недостаток этой
конструкции, ограничивающий
ее применение, — сравнитель-
ная сложность и трудоемкость
технологии крепления конца
каната в корпусе, особенно,
если возникает необходимость
замены узла крепления в по-

Рис. 1.84. Кабельные наконечники:
а, б — соответственно для одно- и трех-
жильного бронированных кабелей: 1 — ка-
бель; 2 — гайка; 3 — винт; 4 — корпус; 5 —
изоляция провода; 6 — оплетка; 7 — элек-
тропровод; 8 — наконечник; 9 — гнезда
штепсельного разъема; 10 — накидная гай-
ка; II — направляющий выступ

левых условиях.

Типовые конструкции уз-
лов крепления бронированно-
го геофизического кабеля к
скважинному оборудованию,
— кабельных наконечников
[45], — приведены на рис. 1.84.

Кабельные наконечники предназначены для механического и
электрического соединений бронированного кабеля со скважинны-
ми приборами. Наконечники содержат полый стальной корпус 4, в
котором помещается устройство для крепления к броне кабеля гай-
кой 2 и винтом 3, а для электрического соединения жилы кабеля с
приборами штепсельным разъемом 9 (при подсоединении сваба не ис-
пользуется). Скважинное оборудование для свабирования снабжается
переходником для подсоединения к кабельному наконечнику. По-
лости электрических контактов герметизируются резиновыми коль-
цами. Применение при свабировании для подсоединения скважинного
оборудования к геофизическому кабелю, используемому в качестве
тягового органа сваба, типовых кабельных наконечников обеспечива-
ет возможность оперативного подключения вместо сваба глубинных
приборов для исследования скважины в процессе свабирования.

Конструкции узлов крепления стальной ленты приведены на
рис. 1.85. На рис. 1.85, а показан узел крепления клинового типа,
примененный в комплексе оборудования КСС-1. Обжимающие
ленту 1 клинья 2 и 3 помещены в корпус 9, выполненный с канала-
ми 5 для прохода жидкости и помещенный в упрочняющий стакан 4,
застопоренный на корпусе фиксатором 11. Первоначальный под-
жим клиньев обеспечивается упорным винтом 8 через установлен-
ные с помощью заклепок 6 планки 7. Для подсоединения скважин-
ного оборудования в корпусе выполнена резьба 10. Если приме-
няемая в качестве тягового органа сваба лента изготовлена из сва-
риваемой стали (например, ЗОХГСА), может быть рекомендовано
применение более простой и технологичной в изготовлении конст-
рукции узла крепления, показанной на рис. 1.85, б. На конце ленты 1,
предварительно пропущенном сквозь корпус 3, сваркой по боковым
поверхностям привариваются несущие пластины 2, ширина кото-
рых выбирается меньше ширины ленты на величину сварных швов.
Длина пластин определяется расчетным путем из условия равной
прочности сварных швов телу ленты. Затем лента с пластинами
вводится в корпус до упора в верхний торец, а снизу к корпусу на
оси 4 присоединяется головка 5, имеющая резьбу для соединения
со скважинным оборудованием.

Ясс представляет собой устройство, обеспечивающее создание
ударной нагрузки на скважинное оборудование за счет свободного
хода вдоль оси (500...700 мм). Устройство ясса в комплекте с лови-
телем клапана показано на рис. 1.86. Ход ясса определяется длиной
штока 4 и обеспечивается за счет свободной (ходовой) посадки
штока во втулке 6.

Вертлюг служит для предотвращения передачи вращающего
момента тяговому органу от сваба и грузов, который возникает при
114
а

б

Рис. 1.85. Узел крепления ленты:
а—клиновой (КСС-1): 1 — лента; 2,3 — клинья; 4 — стакан; 5 — проходные каналы; б—заклепки; 7—планки; 8—упорный
винт; 9—корпус; 10—присоединительная резьба; 11 — фиксатор стакана;

б—с помощью сварки: 1 — лента; 2 — пластина; 3 — корпус; 4 — ось; 5 — головка с присоединительной резьбой
Рис. 1.86. Ясс

с ловителем:

1 — ловитель; 2 — кор-
пус; 3 — бобышка; 4 —
шток; 5 — упор; 6 —
втулка; 8 — гайка

движении сваба на криволи-
нейных участках скважины.
Устройство вертлюга ясно
из рис. 1.87.

Быстроразъемное соеди-
нение облегчает монтаж и
демонтаж скважинного обо-
рудования и замену сваба в
процессе свабирования сква-
жины. Устройство и поря-
док действий быстросъем-
ного соединения иллюстри-
рует рис. 1.88.

Пакеры обеспечивают
перекрытие кольцевого про-
странства между эксплуата-
ционной колонной скважины
и колонной НКТ над про-
дуктивным пластом, в резуль-
тате вся притекающая из пла-
ста продукция поступает в
НКТ, что, в ряде случаев, су-
щественно повышает эффек-
тивность свабирования. По
принципу действия пакеры

можно разделить на механические, гидравли-
ческие и самоуплотняющиеся. Пакер спуска-
ется в скважину на НКТ и приводится в рабо-
чее положение до начала процесса свабирова-
ния. Для фиксации пакера в эксплуатацион-
ной колонне применяются якоря, которые мо-
гут быть выполнены в виде отдельной конст-
рукции, либо совмещены с пакером.

Устройство механического пакера типа
ПМ, устанавливаемого с опорой на забой
скважины [46], показано на рис. 1.89.

Пакер включает головку 1 с опорным

кольцом 2 и ствол 3, на котором установлены манжеты 4 с проме-
жуточным кольцом 5 и втулка 7 с опорным кольцом 6. Эти детали
удерживаются на стволе пакера гайкой 8. К втулке 7 прикреплен
Вид А

Рис. 1.88. Быстроразъемное соединение:

а — вид сбоку; б — в собранном виде; в — сборка соединения

удлинитель 9 с переводником 10. При спуске в сква-
жину к переводнику 10 присоединяют трубы — хво-
стовик с общей длиной, равной расстоянию от места
установки пакера до забоя. По достижении хвостови-
ком забоя скважины вес верхних труб передается че-
рез головку 1 на манжеты 4, которые деформируются
и уплотняются в эксплуатационной колонне. При на-
тяжении НКТ детали пакера занимают исходное по-
ложение, позволяя извлечь его из скважины. Пакер
разработан для эксплуатационных колонн диаметром
168 и 218 мм. Максимальный перепад давления, вос-
принимаемый пакером типа ПМ — 30 МПа.

Пакеры механические типа ПН-ЯМ [47] (рис. 1.90)
содержат уплотнительное устройство, плашечный ме-
ханизм и фиксатор типа байонетного замка. На ствол
пакера свободно насажены конус и уплотнительные
манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя
и в пакерах с наружным диаметром 118 и 136 мм

Рис. 1.89. Пакер с опорой на забой скважины:

1 — головка; 2,6 — кольца опорные; 3 — ствол; 4 — манжета;

5 — кольцо промежуточное; 7 — втулка; 8 — гайка; 9 — удлини-
тель; 10 — переводник
1

а

б

Рис. 1.90. Пакеры механические ПН-ЯМ:

а — с наружными диаметрами: 150,160,185,210,236,265 мм;

б — с наружными диаметрами: 118 и 136 мм.

1 — головка; 2—упор; 3 — манжеты; 4 — конус; 5 — плашка; 6 — плашкодер-
жатель; 7 — цилиндр; 8 — захват; 9—корпус фонаря; 10—башмак; 11 — замок;

12 — гайка; 13 — палец; 14 — ствол; а—паз
(см. рис. 1.90, б) прижимаются к конусу за счет усилия пружин
плашкодержателя. В остальных пакерах (рис. 1.90, а) плашкодер-
жатель фиксируется со стволом и цилиндром захватами. Корпус
фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором
может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера
производится путем приподъема труб на величину, необходимую
для создания на пакер расчетной осевой нагрузки, поворота его на
1,5...2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению
башмаков о стенку эксплуатационной колонны, обеспечивается не-
подвижность корпуса фонаря и плашек. Палец при повороте сколь-
зит по фигурному пазу и опускается вниз совместно со стволом. В
пакере, показанном на рис. 1.90, б, при движении ствола конус раз-
двигает плашки и последние заякориваются в стенку эксплуатаци-
онной колонны. В пакере (см. рис. 1.90, а) ствол совместно с голов-
кой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержателем,
опускаясь, доходит до упора в цилиндр. При этом захваты заходят в
паз а, освобождая ствол, а конус раздвигает плашки в радиальном
направлении и заякоривает их.

Сжатие манжет и герметизация пакером разобщаемых про-
странств происходит при дальнейшем опускании ствола пакера за
счет веса колонны НКТ. Пакер извлекается из скважины в резуль-
тате подъема труб. При этом освобождаются манжеты, а ствол сво-
им буртом вытягивает конус из-под плашек, которые освобождают-
ся и одновременно приводят конус плашек с захватами в исходное
положение. При подъеме труб и повороте их влево на 1,5...2 обо-
рота палец на стволе автоматически входит в фигурный паз замка,
благодаря чему пакер может быть посажен повторно без извлече-
ния из скважины.

Пакер гидравлический типа ПН-ЯГМ [47] показан на рис. 1.91.

Пакер включает уплотняющее, заякоривающее, клапанное уст-
ройства и гидропривод. Для посадки пакера в колонну НКТ сбра-
сывается шарик и создается давление. Жидкость через отверстие а
в стволе попадает под поршень (см. рис.1.91). При давлении 10,0 МПа
поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надви-
гаются на конус и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны,
создают упор для сжатия уплотнительных манжет. Под действием
веса колонны НКТ плашки своими зубьями внедряются в стенку
эксплуатационной колонны, обеспечивая заякоривание и герметич-
ность разобщения.
Рис. 1.91. Пакер гидравлический ПН-ЯГМ:

I — муфта; 2—упор; 3 — манжеты; 4—ствол; 5—обой-
ма; б — конус; 7—шпонка; 8—плашка; 9—плашкодер-
жатель; 10—винт; 11 — кожух; 12—поршень; 13 — кор-
пус клапана; 14 — шарик; 15 — седло; 16 — срезной
винт; а — отверстие

Проходное отверстие пакера открывается
при увеличении давления до 21,0 МПа. При
этом срезаются винты и седло с шариком вы-
падает из пакера. Пакер извлекается в резуль-
тате подъема НКТ. При снятии осевой нагруз-
ки освобождаются манжеты и ствол, двигаясь
вверх, тянет за собой конус, который освобож-
дает плашки.

Устройство самоуплотняющихся пакеров
[46] показано на рис. 1.92. Пакер типа ПУ-200-
146 (рис. 1.92, а) включает ствол б, на котором
размещены упор 5, манжета сжатия 4 с огра-
ничительной втулкой 3 и самоуплотняющаяся
манжета 2. К верхнему концу ствола присое-
динен центратор 1 с подпружиненными баш-
маками. В скважину пакер спускают на НКТ
со сливным клапаном (например со сбивным).
Перед подъемом пакера при закрытых снизу
НКТ открывают сливной клапан над ним для
предотвращения излива жидкости из затруб-
ного пространства вследствие поршневого эф-
фекта. Максимальный перепад давления, вы-
держиваемый пакером составляет 20,0 МПа.

Устройство самоуплотняющегося пакера
типа ПС-500 дано на рис. 1.92, б. Пакер вклю-
чает ствол 3, на который навинчена головка 1 с
опорой 2 и надеты ограничительная манжета 5
со втулкой 4, самоуплотняющаяся манжета 6 и
фонарь с подпружиненными башмаками 10. В
скважину пакер спускают на НКТ с гидравли-
ческим якорем и перепускным клапаном. При
этом верхнее упорное кольцо 7, охватывая низ
манжеты б, защищает ее от раскрытия и чрез-
Рнс. 1.92. Самоуплотняющиеся пакеры:

а — пакер ПУ-200-146:1 — центратор; 2 — манжета самоуплотняющаяся;

3 — втулка; 4 — манжета сжатия; 5 — упор; 6 — ствол;

б — пакер ПС-500:1 — головка; 2 — опора; 3 — ствол; 4 — втулка ограничитель-
ная; 5 — манжета ограничительная; 6—манжета самоуплотняющаяся; 7,11 —
кольца упорные; 8 — кольцо резиновое; 9 — корпус фонаря; 10—башмак;

12 — муфта
мерного трения об эксплуатационную колонну. Перепускной клапан
обеспечивает переток жидкости в затрубное пространство, умень-
шая перепад давления у пакера. Для приведения пакера ПС-500 в
рабочее положение колонну НКТ приподнимают, освобождая тем
самым низ манжеты 6 от кольца 7.

Перепускной клапан закрывают канатным инструментом с по-
мощью агрегата для свабирования. Возможен спуск пакера без пе-
репускного клапана с малой скоростью и периодическим подливом
жидкости в затрубное пространство скважины.

При необходимости исследования скважины в процессе сваби-
рования к нижнему концу НКТ может быть присоединен контей-
нер для глубинного прибора с автономной регистрацией давления
и температуры. Прибор может быть спущен в контейнере при спус-
ке, а извлечен при подъеме НКТ после свабирования скважины. При
необходимости более оперативного получения информации могут
применяться специальный контейнер для размещения глубинного
прибора и инструмент для его спуска и подъема агрегатом для сва-
бирования скважин. Устройство такого оборудования, разработан-
ного ТатНИПИнефтью ОАО «Татнефть», показано на рис. 1.93.

Контейнер 2 снабжен в нижней части амортизатором Дав
верхней части — центраторами 4, обеспечивающими расположение
прибора по центру контейнера для обеспечения надежного его за-
хвата ловителем. Спуск прибора 3 производится агрегатом для сва-
бирования на тяговом органе 10. Прибор при спуске (см. рис. 1.93, а)
удерживается за головку 5 захватом 6, который освобождается при
взаимодействии с сужением 7 контейнера под действием веса груза
8, установленного над захватом и соединенного узлом крепления 9
с тяговым органом 10. После завершения свабирования вместо сва-
ба снизу груза 8 устанавливается цанговый ловитель 11, который
при спуске до упора обеспечивает захват головки 5 глубинного
прибора, находящегося в контейнере 2 (см. рис. 1.93, б). Прибор под-
нимается из скважины на тяговом органе сваба. Устройство цанго-
вого ловителя показано на рис. 1.93, в). В исходном положении
цанги 14 зацепляются своими буртами за шляпку головки ловителя
13 и фиксируются в этом положении гайкой 15 (см. рис. 1.93, в).
Для отсоединения прибора от ловителя гайку 15 свинчивают до
упора в груз 8, при этом цанги 14 освобождаются и снимаются с
головки ловителя 13 в стороны, освобождая захватную головку
прибора.
10.

а

Рис. 1.93. Контейнер для размещения и инструмент для спуска и подъема
глубинных приборов:

а — спуск прибора; б — подъем прибора; в — ловитель.

1 — амортизатор; 2 — контейнер; 3 — глубинный прибор; 4,12 — центраторы;

5 — захватная головка; б — освобождаемый захват; 7 — сужение; 8 — груз;

9 — узел крепления каната; 10 — канат; 11 — ловитель; 13 — головка ловителя;
14 — цанги; 15 — накидная гайка
Оригинальное устройство для спуска в колонну НКТ автоном-
ного глубинного прибора на гибком тяговом органе предлагает
ЗАО «ИНКОНКО», г. Москва (рис. 1.94, см. цв. вклейку). Устрой-
ство УПГП обеспечивает фиксацию прибора на выбранной глубине
в одной из муфт НКТ и отсоединение от тягового органа, на кото-
ром выполнялся спуск. Извлечение устройства вместе с глубинным
прибором из скважины производится с помощью входящего в ком-
плект поставки и спускаемого на гибком тяговом органе цангового
ловителя. При необходимости имеется возможность устанавливать
в НКТ несколько приборов на разных глубинах.

Техническая характеристика устройства УПГП

Область применения...................Скважины	с НКТ условным

диаметром 60 и 73 мм

Диаметр корпуса якоря, мм......................................45

Длина устройства подвески с утяжелителем, мм...................620

Диаметр корпуса ловителя, мм...................................45

Длина ловителя с устройством подвески, мм.....................800

Подъемные трубы, применяемые при свабировании (НКТ),
должны иметь один диаметр в пределах всего интервала движения
сваба и одинаковую толщину стенки, а также фаски на торцах.
Трубы должны быть очищены от отложений и перед спуском в
скважину проверены шаблоном соответствующего диаметра и дли-
ны. Наличие в насосно-компрессорной колонне труб, не проверен-
ных шаблоном, часто приводит к невозможности спуска сваба, а
отсутствие фасок или наличие вмятин и заусенцев на торцах труб,
являются причиной быстрого износа свабов, особенно манжетного
типа. Для снятия фасок на трубах в условиях трубных баз нефтедо-
бывающих предприятий может быть рекомендовано устройство,
предложенное специалистами НГДУ Альметьевнефть ОАО «Тат-
нефть» [48], а для подготовки колонны НКТ к свабированию в
скважине — специальный скребок, разработанный ТатНИПИнеф-
тью, описание которого приведено в разделе 1.5 этой книги.

В отечественной практике для свабирования применяются НКТ
условным диаметром 60,0 мм с номинальной толщиной стенки 5,0 мм
(номинальный внутренний диаметр — 50,5 мм); условным диамет-
ром 73,0 мм с номинальной толщиной стенки 5,5 и 7,0 мм (номи-
нальный внутренний диаметр 62,0 и 59,0 мм) и условным диамет-
ром 89,0 мм с номинальной толщиной стенки 6,5 мм (номинальный
внутренний диаметр 75,9 мм). Самыми распространенными подъ-
емными трубами при свабировании являются НКТ условным диа-
метром 73,0 мм по ГОСТ 633—80.

На нижнем конце колонны НКТ при свабировании устанавли-
вается ограничительная муфта или седло для клапана (см. рис. 1.72, в),
предотвращающие падение скважинного оборудования на забой
скважины в случае обрыва тягового органа сваба. Рационально ис-
пользовать стандартные седла и приемные клапана от скважинных
трубных штанговых насосов соответствующих типоразмеров.

Для НКТ с условными диаметрами: 60,0 мм — от насоса
20-175-ТНМ; 73,0 мм — от насоса 25-225-ТНМ; 89,0 мм — от насо-
са 30-275-ТНМ по спецификации 11 АХ-АР1.

Существенными недостатками отечественных НКТ, выпускае-
мых по ГОСТ 633—80, применительно к свабированию являются
большой допуск на толщину стенки (минус 12,5 % от номинального
размера) и большой зазор в муфтовом стыке при соединении труб с
конической резьбой. Разброс величин внутреннего диаметра труб
из-за большого допуска на толщину стенки обусловливает повышен-
ные утечки при свабировании, а зазор в муфтовом стыке приводит к
снижению срока службы свабов. На первый взгляд кажется привле-
кательным применение при свабировании высокогерметичных труб
типа НКМ и НКБ по ГОСТ 633—80, не имеющих зазора в стыке.
Однако на практике, из-за превышения рекомендуемых моментов
свинчивания, концы труб деформируются внутрь (завальцовывают-
ся), что приводит к местным сужениям проходного сечения труб и
застреванию сваба. Во избежание осложнений при свабировании, в
колонне НКТ рекомендуется применять трубы, соединения кото-
рых в меньшей степени деформируются при затяжке, в частности,
из отечественных — трубы по ГОСТ 633—80 с конической резьбой.

1.4. Средства контроля

Грамотное ведение свабирования невозможно без средств кон-
троля за процессом. К основным параметрам, контролируемым при
свабировании, относятся натяжение тягового органа; положение
сваба в скважине; скорость сваба; положение уровня жидкости в
скважине; давление на устье скважины; количество (объем) подни-
маемой из скважины жидкости; изменение забойного давления и
температуры в скважине. При необходимости производятся отбор
125
проб и анализ состава под-
нимаемой жидкости (про-
дукции скважины). Номен-
клатура средств контроля
за процессом свабирова-
ния скважин приведена на
рис. 1.95.

Первичный блок кон-
троля технологических па-
раметров комплекса обору-
дования для свабирования
скважин на базе подъем-
ника АзИНМАШ-37А по-
казан на рис. 1.96. Он пред-
назначен для измерения
длины и натяжения кана-
та. Блок устанавливается
шарнирно на стойке перед
барабаном лебедки. Канат
пропускается через уста-

Рнс. 1.95. Средства контроля за процессом новленные между двумя
свабирования скважин	параллельными щеками 1

ролики, два из которых (2
и 3) являются мерными, один (4) — направляющим. Мерный ролик
3 установлен в подвижных щеках 5 асимметрично роликам 2 и 4
таким образом, чтобы канат при прохождении между роликами
претерпевал некоторый изгиб. В результате этого возникает попе-
речная составляющая силы натяжения каната 7, действующая на
ролик 3 и передаваемая через подвижные щеки 5 корпусу датчика
давления 6, мембрана 8 которого через опору 9 соединена со щека-
ми 1. Полость А в корпусе 6 над мембраной 8 заполняется несжи-
маемой, незамерзающей (в температурном диапазоне применения
оборудования) жидкостью и капиллярной трубкой соединяется с
расположенным в кабине оператора манометром, шкала которого
отградуирована в единицах силы.

Измерение длины каната (глубины спуска сваба) производится
с помощью мерного ролика 2, вращение от которого через шестер-
ню 10 и гибкий трос, помещенный в защитную оболочку, передает-
ся стандартному счетчику глубины (например, типа УГН, СО-1 и др.),
установленному в кабине оператора.
Рис. 1.96. Первичный блок контроля технологических параметров
комплекса оборудования на базе АзИНМАШ-37А:

1 — щека; 2,3 — ролики мерные; 4 — ролик направляющий; 5 — щеки подвиж-
ные; 6—ресгчак натяжения; 7—канат; 8 — мембрана; 9 — опора; А — полость
Автономный измеритель длины, натяжения и скорости кабеля
типа ИДН-3, применяемый в геофизических каротажных подъем-
никах [49] (рис. 1.97) устанавливается вблизи барабана подъемни-
ка. В этом устройстве измерение длины и скорости кабеля произво-
дится с помощью мерного ролика 1. Ось ролика соединена с сель-
сином-датчиком б, электрический сигнал от которого передается к
измерительному прибору в кабине оператора. Для измерения натя-
жения кабель изгибается системой роликов под углом около 6°.
Появляющаяся в результате поперечная составляющая силы натя-
жения кабеля через мерный ролик 1 передается на тензометриче-
ский датчик натяжения 7. Сигнал от датчика натяжения по соеди-
нительному кабелю передается в измерительную панель динамо-
метра ДЭК-1. В измерительной панели размещены электронные
блоки и два регистрирующих прибора.

Структурная схема динамометра ДЭК-1 [45] приведена на
рис. 1.98.

Рис. 1.97. Измеритель длины, натяжения и скорости движения кабеля ИДН-3:
1 — ролик мерный; 2 — щека; 3—ролик прижимной; 4—ролик опорный; 5 —
щека левая; 6 — сельсин-датчик; 7—датчик натяжения; 8 — тяга крепления
Входной сигнал от датчика 1 поступает в усилитель-преобра-
зователь 2, выход которого соединен с сигнализатором перегрузки
3 и масштабными усилителями 4, 5. С масштабных усилителей сиг-
налы через усилители 6, 7 поступают на стрелочные приборы ИШ
19 и ИП2 20, а также на входы компараторов 8,9 и нуль органов 10,
11. После усиления в усилителях 12, 13 сигналы поступают на ре-
версивные счетчики 14, 15. С выхода счетчика 14 сигнал проходит
через дешифратор 16 и буферный усилитель 17 и поступает на
цифровой индикатор светового табло 21.

Со второго реверсивного счетчика 75 сигналы поступают на
цифроаналоговый преобразователь 18 и для управления режимом
работы усилителя 7. Режим работы усилителя б автоматически ре-
гулируется выходным сигналом реверсивного счетчика 14 через
цифроаналоговый преобразователь 23. Динамометр показывает
общее натяжение кабеля в пределах 0...200 кН (цифровые индика-
торы 21), изменение натяжения в пределах 0...10 кН с точностью
до 100 Н (прибор ИШ), изменение натяжения в пределах 0...5 %
номинального усилия с точностью 25; 5; 10 Н и т. д. (прибор ИП2)

Рис. 1.98. Блок-схема динамометра ДЭК-1
в зависимости от номинального усилия применяемого датчика, а
также обеспечивает световую и звуковую сигнализации превыше-
ния допустимого натяжения и возможность записи диаграммы из-
менения натяжения кабеля при его перемещении. Датчик и измери-
тельные блоки панели питаются от выпрямителя 22.

Техническая характеристика динамометра ДЭК-1

Пределы измерения усилий, кН....................0...5;	0...10; 0...20;

0...50; 0...100; 0...200

Цена деления, % от номинального усилия.......................0,05

Основная приведенная погрешность, %............................±2

Диапазон рабочих температур при относительной влажности
от 30 до 80%, °С.........................................  5...50

Напряжение питания, В.........................................220

Потребляемая мощность, Вт....................................70,0

Габариты панели, мм................................525	х 360 х 238

Масса, кг:
панели......................................................22

датчиков (в зависимости от типа).......................4,7...22,7

С динамометром ДЭК-1 используются три вида тензорезистор-
ных датчиков [49]: типа 1778 ДСТ...К (рис. 1.99), универсальные
типа У и типа С.

Технические данные датчиков 1778 ДСТ...К

Класс точности..........................................0,25; 0,4

Электрическое сопротивление моста датчиков, Ом:
входное..................................................380

выходное................................................400

Напряжение питания (В) при номинальных усилиях датчика
от 1000 до 2000 Н.......................................12,0

от 5000 до 20000 Н......................................6,0

Выходной сигнал, мВ.........................................20

Рабочий диапазон температур, °С......................-50...+50

Технические данные универсальных датчиков типа У
и датчиков сжатия типа С

Предельные нагрузки, кН.........................1,0;	2,0; 5,0; 10,0;

20,0; 50,0; 100,0; 200,0; 500,0

Напряжение питания, В.......................................12

Рабочий диапазон температур, °С.........................-40...+ 50

Сопротивление, Ом:
входное..................................................380

выходное.................................................400
Рис. 1.99. Силоизмерительный
датчик типа 1778ДСТ...К:
1 — упругий элемент; 2 — корпус;

3 — тензодатчик

При работе с подвесным бло-
ком датчик натяжения устанав-
ливается между подвеской блока
и самим блоком (см. рис. 1.69).

Для повышения точности из-
мерений авторы [50] предлагают
направляющие ролики в трехро-
ликовых устройствах типа ИДН-3
делать составными из ободов и
ступиц, причем ободы направля-
ющих роликов устанавливать на
ступицах с возможностью осево-
го перемещения, что позволяет в
процессе измерения длины ка-
беля или каната направляющим
роликам самоустанавливаться от-
носительно мерного ролика.

Оригинальный, простой и на-
глядный указатель положения сва-
ба в скважине применен в ком-
плексе КСС-1 (рис. 1.100).

С осью мерного ролика 1
через муфту 2, соединен сельсин-
датчик 3. Сельсин-приемник 9
установлен в кабине оператора.
Вращение от него через муфту 8
передается на ходовой винт 4,
взаимодействующий с гайкой б,
являющейся указателем положе-
ния сваба в скважине. Гайка 6

установлена в продольных направляющих 5 с возможностью воз-
вратно-поступательного движения вдоль оси винта 4. Поскольку
направляющие 5 предотвращают вращение гайки б, то при враще-
нии винта 4, синхронизированном сельсинной передачей с враще-
нием мерного ролика 7, гайка совершает только осевое перемеще-
ние синхронно со свабом в скважине. По установленной рядом с
винтом 4 шкале глубины 7 оператор, наряду с наглядной визуаль-
ной оценкой положения сваба в каждый момент времени, имеет
возможность получать количественную информацию о глубине на-
хождения сваба в скважине.
Рис. 1.100. Схема указателя положения сваба в скважине:

1 — направляющий (мерный) ролик; 2,8—муфты; 3 — сельсин-датчик; 4—винт;
5 — направляющая; б—гайка-указатель; 7—шкала глубины; 9 — сельсин-
приемник; 10—блок электропитания сельсинов
ООО «МИКОН», г. Набережные Челны, предлагает электрон-
ный счетчик положения и скорости перемещения скважинного
оборудования МИКОН-123. Датчик прибора устанавливается на
мерное колесо лебедки (мерный ролик) с приводом через зубчатую
передачу. Датчик кабелем связи соединяется с устройством инди-
кации и регистрации, располагаемым в кабине оператора, которое:

—	отображает глубину, скорость и направление перемещения
сваба;

—	позволяет сброс и редактирование показаний счетчика;

—	имеет таймер реального времени;

—	имеет энергонезависимую память;

—	имеет последовательный порт для передачи данных (на-
пример в ПК 1ВМ РС);

—	позволяет тарировку при применении с различными мер-
ными колесами и зубчатыми передачами;

—	обеспечивает контроль и индикацию достижения заданной
глубины при подъеме прибора.

В комплект поставки входят фотоимпульсный датчик положе-
ния, устройство индикации и регистрации, кабель связи.

Основные технические данные счетчика МИКОН-123

Диапазон измерения перемещения, м.....................0,1...9999,9

Диапазон измерения скорости, м/с......................0,028...2,75

Рабочий диапазон температур, °С..........................-40...+50

Объем памяти, кБ.................................................8

Время работы таймера от встроенной батареи, мес, не менее.......12

Напряжение питания, В........................................12/24

Масса, кг:
устройства индикации и регистрации..........................0,5

датчика.....................................................1,2

ООО «Маркетинг-Сервис», г. Набережные Челны, поставляет
контроллеры процессов свабирования МС-114. Прибор автомати-
чески подсчитывает теоретический объем откачиваемой жидкости
(т. е. объем жидкости, который мог бы быть поднят свабом без уче-
та утечек) при каждом подъеме сваба, а также регистрирует раз-
ность между верхней и нижней точками движения сваба. Получен-
ные данные, после обработки на ПК, позволяют судить о притоке
жидкости в скважину и эффективности свабирования. Контроллер
имеет таймер реального времени и последовательный порт для пе-
редачи данных в различные устройства (например в ПК 1ВМ РС).
Функции контроллера процесса свабирования:

—	запись констант и данных для энергонезависимого хранения;

—	сброс и редактирование показаний счетчика;

—	редактирование и запись в энергонезависимую память веса
1 импульса датчика положения;

—	контроль положения, индикация при подъеме (звуковая и
световая) достижения глубины 100 м.

Основные технические характеристики контроллера МС-114

Диапазон измерения перемещения, м.......................1...9999

Предел задания дискретности измерения, мм/импульс.....500...2000

Рабочий диапазон температур, °С........................-40...+50

Объем памяти, кБ (циклов спусков-подъемов).................8	(750)

Время работы таймера от встроенной батареи, мес., не менее..___12

Напряжение питания, В.........................................24

ОАО «Кунгурский машиностроительный завод», г. Кунгур, Перм-
ской обл., предлагает измерительную систему СИПК-02 (рис. 1.101),
предназначенную для измерения длины, скорости перемещения и
нагрузки на канате.

Система СИПК-02 позволяет:

—	отображать на цифровых индикаторах длину каната при
прямом и обратном счете до 9999 м;

—	скорость каната до 9,9 м/с;

—	предупреждать звуковой сигнализацией об окончании подъ-
ема-спуска при заданной длине каната;

—	отключение привода и включение тормоза барабана лебед-
ки по заданному расстоянию (длине);

—	показывать на цифровых индикаторах непрерывную нагруз-
ку на канате от 1,0 Н до 10,0 кН и от 10,0 до 100,0 кН;

—	ограничивать предельно допустимую нагрузку с включением
сигнализации, отключением привода и включением тормоза
барабана лебедки.

Рабочая температура применения системы от -40 до +40 °С;
питание — от автомобильного аккумулятора напряжением 24 В.

Под действием собственного веса и веса столба поднимаемой
жидкости тяговый орган сваба удлиняется. Кроме того, имеет место
проскальзывание тягового органа относительно мерного ролика.
Точную привязку параметров к глубине скважины осуществляют
путем нанесения на бронированный каротажный кабель магнитных
меток. Система регистрации подхода сваба к устью скважины с ис-
пользованием магнитных меток, наносимых на стальную ленту,
использована и в комплексе оборудования для свабирования сква-
жин КСС-1. Считывание магнитных меток, предварительно нане-
сенных на тяговый орган сваба, осуществляется с помощью датчи-
ка меток ДМГ-1 [49], в комплект которого входят магнитно-
модуляционный преобразователь и блок считывания меток. Датчик
устанавливается на расстоянии 15...20 мм от кабеля (ленты).

Рис. 1.101. Схема измерительной системы СИПК-02:

1 — электронный блок управления; 2—рзхчик силоизмерительный транзистор-
ный; 3 — датчик определения длины каната; 4 — кабель питания; 5 — соедини-
тельный кабель; 6 — пневмоклапан; 7—звуковой сигнал
Технические данные ДМГ-1

Полярность считываемых меток...............................8И8

Напряженность поля считываемых меток, А/м..............80...1600

Пределы компенсации внешних магнитных полей, А/м..........±800

Диапазон допустимых скоростей тягового органа, м/с.....0...4Д6

Напряжение питания, В............../.......................110

Потребляемая мощность, Вт...................................10

Диапазон рабочих температур, °С......................-60...+70

Габариты, мм:
магнитно-модуляционного преобразователя..............85	х 45 х 20

блока считывания меток...........................320	х 115 х 60

Масса датчика меток ДМГ-1, кг..............................2,6

С точки зрения повышения точности замера длины тягового
органа сваба при его спуске-подъеме в скважине, представляется
перспективным применение способа измерения, предложенного ав-
торами изобретения [51], согласно которому, для замера применя-
ется устройство с несколькими последовательно установленными
мерными роликами, фрикционно-связанными с измеряемым тяго-
вым органом, число оборотов которых подсчитывается вторичным
прибором. Съем показаний ведется по крайней мере с двух одина-
ковых мерных роликов, замер осуществляется циклически, причем
в каждом цикле засчитываются показания мерного ролика, завер-
шившего оборот первым. Таким образом уменьшается погрешность
измерения, связанная с проскальзыванием тягового органа сваба
относительно мерного ролика.

Для определения уровня жидкости в скважине в нефтепромы-
словой практике применяется, в основном, звукометрический ме-
тод, основанный на измерении времени прохождения звукового
импульса от устья скважины до уровня жидкости в скважине и об-
ратно. Различные приборы, применяемые при звукометрии сква-
жин, представляют собой индикаторы, отмечающие моменты по-
сылки и прихода звукового импульса. При измерении уровня жид-
кости в скважине с избыточным давлением применяется метод
волнометрирования. К скважине подсоединяется специальное уст-
ройство — волномер, в составе которого имеется воздушный кла-
пан, акустический датчик и манометр. Акустический импульс соз-
дается кратковременным выпуском газа из скважины через клапан.
В случаях, когда давление в скважине близко к атмосферному,
применяется метод эхометрирования. На волномер вместо клапана
устанавливается возбудитель акустического импульса, в качестве
которого применяются предварительно заполненный сжатым газом
баллон или пневматические хлопушки различных конструкций.
Электрические сигналы акустического датчика фиксируются вто-
ричной аппаратурой в виде всплесков на диаграммной или термо-
чувствительной ленте, на световом табло или в электронной памяти
прибора и используются для определения расстояния до уровня
жидкости в скважине. Прогрессивными следует признать элек-
тронные системы определения уровня в скважине. В качестве при-
мера можно привести приборы фирмы «Эхометр» (США); ООО
ТНПВО «СИАМ» (г. Томск); ООО «Квантор», ООО «Маркетинг-
Сервис» и ООО «МИКОН» (г. Набережные Челны). Эхолот МИ-
КОН-101-01 показан на рис. 1.102 (см. цв. вклейку).

Прибор обеспечивает:

—	определение уровня жидкости в скважине;

—	регистрацию кривых падения и восстановления уровня;

—	автоматическое измерение давления в скважине;

—	запись эхограмм в энергонезависимую память блока реги-
страции, а затем перенос в компьютер.

Программное обеспечение позволяет обработать данные на ком-
пьютере, формирование и вывод отчетов на принтер. Другие воз-
можности прибора:

—	визуальный оперативный просмотр эхограмм на дисплее
блока регистрации;

—	ввод и энергонезависимое хранение в блоке регистрации
скорости распространения акустических сигналов в зави-
симости от величины давления в скважине;

—	наличие в блоке регистрации энергонезависимого таймера-
календаря реального времени.

В состав комплекса, помимо соединительных кабелей, адапте-
ра, зарядного устройства, программного обеспечения для 1ВМ-сов-
местимого ПК и запасных частей, входят следующие элементы:

—	микропроцессорный блок регистрации БР-21Г, предназна-
ченный для регистрации, обработки, оперативного просмот-
ра и хранения эхограмм;

—	устройство приема акустических сигналов УПАС-22 с мик-
рофоном для преобразования акустических сигналов в элек-
трические;

—	клапанный узел МИКОН К-3 для создания акустических
импульсов в скважинах с избыточным давлением.
В скважинах без избыточного давления акустические импуль-
сы создаются специальным устройством генерации акустических
сигналов УГАС-] 4, которое имеет два исполнения:

—	вакуумный разрядник для скважин с глубиной уровня жид-
кости до 1000 м;

—	ручной компрессор для скважин с глубиной уровня до 2000 м.

Основные технические характеристики эхолота МИКОН-101-01

Диапазон определяемых уровней, м........................50...3000

Диапазон измеряемых давлений, МПа.........................0...10Д

Номинальное число запоминаемых эхограмм, шт....................50

Рабочий диапазон температур, °С:

блока регистрации с модулем подогрева.................-35...+50

устройств генерации и приема.........................-40...+50

Габариты блока регистрации, мм......................210	х 100 х 210

Масса блока регистрации, кг...................................0,6

Масса комплекта, кг, не более.................................7,6

Автоматическое измерение уровня жидкости в скважине при
свабировании вне зависимости от наличия или отсутствия избы-
точного давления в скважине и без выбросов газа в атмосферу обе-
спечивает стационарный эхолот МИКОН-811-02, (рис. 1.103), раз-
работанный на основе нового технического решения [52].

Технические данные эхолота МИКОН-811-02

Диапазон определяемых уровней, м........................50...4500

Диапазон рабочих давлений, МПа............................0...6,0

Канал управления............................................К8485

Рабочий диапазон температур, °С.........................-40...+70

Масса, кг......................................................10

Рис. 1.103. Стационарный
эхолот МИКОН-811-02
Объем поднимаемой свабом жидкости измеряется мерной ем-
костью. При откачке жидкости в нефтепромысловую систему сбо-
ра, объем и масса жидкости может измеряться имеющимися в дан-
ной системе сбора средствами замера, например ГЗУ «СПУТНИК»
с турбинными расходомерами типа «ТОР», ГЗУ типа «КВАНТ
УИДС» с мерными накопительными емкостями, ГЗУ «Дельта» с
массовыми счетчиками количества жидкости типа «СКЖ» [47, 53]
и др. Для оперативного определения объема откачиваемой жидко-
сти представляется перспективным применение разрабатываемого
ТатНИПИнефтью способа [54] и приборов замера объемного рас-
хода жвдкости в трубопроводах акустического принципа действия
[55]. Система замера объемного расхода жидкости акустическим
методом схематично показана на рис. 1.104. При прохождении
жидкости по трубопроводу возникают характерные шумы широко-
го спектра частот, из которого, благодаря выявленной закономер-
ности, может быть выделен сигнал, пропорциональный скорости
жвдкости в известном сечении трубопровода.

Шумы улавливаются чувствительным элементом вибродатчика
2 (см. рис. 1.104), преобразуются в электрические сигналы, и по
кабелю связи передаются во вторичный прибор. В приборе элек-
трические сигналы усиливаются, фильтруются и обрабатываются
для выделения полезного сигнала, несущего информацию о расходе
жвдкости в трубопроводе. Результат измерения в единицах расхода
выдается на цифровое табло. Возможно вычисление и выдача на

Усиление
шумов

Вторичный прибор

Фильтрация
шумов

Формирование
управляющих
потенциалов

Цифровая
индикация
результата

Рис. 1.104. Система замера объема поднимаемой из скважины жидкости
акустическим методом:

1 — устьевая арматура; 2 — вибродатчик; 3 — выкидная линия; 4 — кабель связи

Накопление
и обработка
управляемой
цифровой ин-
формации
табло накопленного объема жидкости. Диапазон измерения расхода
от 0,8 до 42,0 м7ч, приведенная погрешность измерения расхода
5...8 %, рабочий диапазон температур от -20 до +40 °С. Питание от
автономной батареи или аккумулятора автомобиля.

Глубинные приборы, применяемые при свабировании, позво-
ляют получать информацию об изменении давления и температуры
в скважине на глубине спуска прибора во времени и подразделяют-
ся на два типа: приборы, передающие информацию на поверхность
в процессе работы в режиме реального времени по геофизическому
кабелю и автономные глубинные приборы, информация с которых
считывается после окончания процесса измерения и извлечения из
скважины на поверхность.

Примером современного глубинного прибора, спускаемого в
скважину на геофизическом кабеле, может служить прибор, входя-
щий в состав комплексной скважинной аппаратуры АГАТ-КСА-28,
разработанной и изготавливаемой ОАО НПФ «Геофизика» (г. Уфа).
Аппаратура предназначена для применения в составе компьютери-
зованной каротажной станции, снабженной одножильным брони-
рованным кабелем, при температуре в скважине от 5 до 120 °С и
давлении до 40,0 МПа. При помощи аппаратуры решаются задачи
по определению:

—	отдающих и поглощающих интервалов;

—	профиля притока и приемистости;

—	давления;

—	температуры;

—	интервалов обводнения;

—	интервалов негерметичности обсадной колонны, НКТ и за-
трубного пространства;

—	уровня жидкости;

—	коэффициента продуктивности;

—	гидропроводности и газопроводности.

Основные технические характеристики аппаратуры АГАТ-КСА-28

Диапазон измерения температуры, °С.......................5...120

Погрешность измерения температуры, °С..........................1

Порог чувствительности термометра, °С......................0,005

Инерционность термометра, с....................................1

Диапазон измерения давления, МПа........................0...60.0

Погрешность измерения давления, %............................0,5
Порог чувствительности манометра, МПа......................0,005

Диапазон измерения расхода, м3/ч...........................2... 100

Погрешность измерения расхода, %...............................5

Диапазон измерения влагосодержания, %.....................0...60

Погрешность измерения влагосодержания, %.......................6

Диапазон резистивиметра
(измерения удельной электропроводимости), См/м........0,1...30,0

Диапазон термоивдикации притока, м3/ч.................0,1...10,0

Скорость счета ГК, имп/с.....................................500

Погрешность счета ГК, %.......................................15

Амплитуда выходного сигнала локатора муфт, мВ..................5

Отношение сигнала локатора муфт к фону.......................4:1

Диаметр скважинного прибора, мм...............................28

Длина комплексного прибора/базового модуля, мм.........2000/1200

Масса комплексного прибора/базового модуля, кг.............8,5/6,0

Комплексный скважинный прибор содержит 6 различных дат-
чиков и состоит из 3 модулей: базового модуля, модуля ГК, модуля
влагомера. Базовый модуль содержит датчики давления, темпера-
туры, термоиндикатора потока и локатор муфт. Базовый модуль
может применяться самостоятельно.

Наибольшее распространение при свабировании получили ав-
тономные глубинные приборы, которые опускаются в скважину на
гибком тяговом органе (см. рис. 1.93 и рис. 1.94) или в контейнере
при спуске колонны труб.

К этому типу приборов относятся широко распространенные
ранее в промысловой практике и имеющие ограниченное примене-
ние и поныне механические манометры, а также современные элек-
тронные глубинные приборы.

Механические манометры типа МГИ [45] состоят из исполни-
тельного узла, реагирующего на изменение давления в скважине,
часового механизма и регистрирующего узла, содержащего диа-
граммный бланк, на котором фиксируется изменение давления во
времени. В качестве чувствительного элемента, реагирующего на
изменение давления, используется геликсная пружина, которая раз-
ворачивается на угол, пропорциональный давлению. Перемещение
связанного с геликсной пружиной пера фиксируется на диаграмм-
ном бланке, укрепленном на барабане каретки. Барабан каретки
поступательно перемещается с помощью ходового винта, приводи-
мого в действие от часового механизма. Ряд манометров МГИ-1М
выпускался на максимальное давление 10,16,25,40,60 МПа.
Техническая характеристика механических манометров

Максимальная рабочая температура, °С.....................  160

Приведенная погрешность измерения, %......................±1,0

Длина записи параметра, мм................................50±5

Длина записи во времени, мм................................192

Масштаб записи во времени, мин/мм..........................2,5

Время перемещения барабана записи, ч...........,.............8

Время задержки включения привода записи, ч................До	15

Диаметр приборов, мм........................................36

Длина приборов, мм:

МГИ-1-100..............................................1950

МГИ-1-160..............................................1930

МГИ-1-250..............................................2024

МГИ-1-400..............................................2105

МГИ-1-600..............................................2135

Масса, кг...............................................8...10

Примером современного электронного автономного глубинно-
го прибора может служить манометр МИКОН-107. Прибор предна-
значен для регистрации изменения во времени значений давления и
температуры в скважине. Данные из манометра считываются в
компьютер через стандартный последовательный порт К.8 232. По-
сле этого информация обрабатывается на компьютере и может быть
распечатана на принтере в графической и текстовой формах. Ин-
формация, зарегистрированная манометром, сохраняется в энерго-
независимой памяти.

Особенности прибора:

—	наличие таймера реального времени, что позволяет синхро-
низировать несколько приборов;

—	возможность задавать задержку перед включением, вклю-
чение по превышению заданного давления;

—	обеспечение контроля состояния батарей;

—	возможность задавать несколько интервалов с разной час-
тотой измерения давления и температуры;

—	возможность присоединения дополнительного груза.

Техническая характеристика манометра МИКОН-Ю7

Предел измерения давления, МПа.................40	(16,25,60,100*)

Приведенная погрешность измерения давления

в рабочем диапазоне температур, %......................... 0,25

Разрешающая способность по давлению, МПа................  0,001
Диапазон измерения температуры, °С................0...+	85 (100*)

Приведенная погрешность измерения температур
в рабочем диапазоне давления, %............................1,0

Разрешающая способность по температуре, °С...............0,006

Период измерения между точками регистрации
(верхний предел выбирается пользователем), с............От 1,0

Время автономной работы, сут............................До 45

Объем памяти, точек измерения для моделей:

МИКОН-Ю7-01...........................................56000

МИКОН-Ю7-02..........................................114000

МИКОН-107-03.........................................172000

Время энергонезависимого хранения информации......Не ограничено

Рабочий диапазон температур, °С.................-25...+	85 (100*)

Питание: аккумуляторы, батареи (ДА 1,5 В), шт................2

Габаритные размеры, мм:
диаметр..................................................25

длина..................................................1000

Масса, кг....................................................5

* Специальное исполнение

Применение глубинных приборов позволяет снимать кривые
снижения и восстановления давления в скважине, получать количе-
ственную информацию о гидродинамических характеристиках про-
дуктивных пластов и материал для обоснованного заключения об
эффективности свабирования в конкретной скважине.

1.5. Дополнительное и специальное оборудование

При свабировании скважин с применением подъемников, не
имеющих собственной мачты, в частности геофизических подъем-
ников, требуется применение дополнительной мачты (см. рис. 1.3).
В ряде случаев возникает необходимость свабирования скважин
при отсутствии другого подъемного агрегата или вышки на сква-
жине. В таких случаях может применяться легкая прицепная мачта,
размещенная на небольшом прицепе и транспортируемая самим
подъемным агрегатом с лебедкой. Схема свабирования скважины
подъемным агрегатом с прицепной мачтой показана на рис. 1.105
(см. цв. вклейку).

ТатНИПИнефтью ОАО «Татнефть» разработана такая легкая
прицепная мачта для применения с каротажным подъемником типа
ПКС-5 (рис. 1.106, см. цв. вклейку).
Все оборудование смонтировано на прицепе 1. В транспортном
положении на мачте 2 размещена сборка лубрикатора 5 с узлом
герметизации кабеля (каната) 4, грузом и датчиком входа сваба в
лубрикатор. Отдельно на прицепе располагается аварийный пре-
вентор 6. В рабочее положение мачта приводится с помощью руч-
ного привода с червячным редуктором 3.

Основная техническая характеристика прицепной мачты

Максимальная нагрузка на мачту, кН.......................100,0

Высота от земли до оси ролика в рабочем положении мачты, мм.5000

Габаритные размеры, мм:

длина..................................................5200

ширина.................................................1700

высота в рабочем положении.............................5200

высота в транспортном положении........................2700

Масса (без прицепа), кг....................................900

Оригинальный способ подъема жидкости из скважин, не обо-
рудованных колонной НКТ, с помощью желонки и помещенного
внутрь нее сваба, предложен авторами изобретения [56]. Примене-
ние способа эффективно в осложненных малодебитных скважинах
без избыточного давления, когда свабирование непосредственно по
эксплуатационной колонне технически невозможно или по каким-
либо причинам не целесообразно (например, когда эксплуатацион-
ная колонна состоит из труб разного диаметра или труб с разной
толщиной стенки, скважина заполнена высоковязкой жидкостью,
затрудняющей спуск сваба и т. п.). Для реализации способа сваби-
рования с помощью желонки в ТатНИПИнефти разработан ком-
плекс оборудования, представленный на рис. 1.107. Комплекс пред-
назначен для подъема жидкости (в том числе с динамической вяз-
костью более 1,0 Па-с) при герметизированном устье из неперели-
вающих скважин, не оборудованных УСШН и НКТ. Глубина сни-
жения уровня, обеспечиваемая комплексом, не превышает 1500 м, а
содержание сероводорода соответствует области применения обо-
рудования в обычном исполнении. Для тартальных работ с ком-
плексом оборудования применяются существующие агрегаты для
свабирования; их грузоподъемность и допустимая ветровая нагруз-
ка соответствуют максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе
подъема жидкости с глубины до 1500 м в умеренной климатиче-
ской зоне по ГОСТ 16350—80.
Рис. 1.107. Комплекс оборудования
для свабирования с помощью
желонки:

1	— устьевое оборудование;

2	— сваб; 3 — желонка; 4 — груз;
5—тяговый орган; 6—зажим;
7—выкидная линия

Комплекс оборудования
(см. рис. 1.107) включает усть-
евое оборудование 1, желонку
3 и помещенный внутрь нее
сваб 2 с клапаном. Снизу к сва-
бу 2 подсоединен груз 4, а свер-
ху сваб прикреплен к тяговому
органу 5. В верхней части же-
лонки размещен зажим 6 для
фиксации тягового органа.

Оборудование работает сле-
дующим образом. Перед спус-
ком в скважину зажим 6 осво-
бождается, и сваб под дейст-
вием веса груза 4 опускается в
желонке 3 до упора вниз, по-
сле чего тяговый орган фикси-
руется относительно желонки
зажимом 6. Производится спуск
желонки со свабом на тяговом
органе в скважину до ее по-
гружения под уровень жидко-
сти. После заполнения желон-
ки жидкостью (происходящего
до момента полного погруже-
ния под уровень через клапан
сваба, а затем — и через от-
крытый верх желонки) она под-
нимается вместе со свабом к
устью скважины. При этом кла-
пан сваба закрывается и сваб
выполняет роль дна желонки.
Поднятая к устью желонка упирается в устьевое оборудование,
образуя с ним герметичное соединение. После этого зажим б тяго-
вого органа, фиксирующий его относительно желонки, открывается
и производится подъем сваба тяговым органом в желонке вверх до
упора. При этом жидкость, поднятая в желонке, вытесняется из нее

Рис. 1.108. Устьевое оборудование:

1 — узел уплотнения тягового органа; 2 —
датчик подхода; 3 — тройник; 4 — выкид-
ная линия; 5 — герметизатор устья

свабом в выкидную линию 7
при герметичном устье сква-
жины. Сваб с грузом опуска-
ется в желонке вниз до упора,
зажимом б тяговый орган сно-
ва фиксируется относительно
желонки и цикл повторяется.

Герметизация устья сква-
жины в процессе работы и
очистка извлекаемой из сква-
жины желонки от скважинной
жидкости обеспечивается ус-
тьевым оборудованием ком-
плекса (рис. 1.108).

В состав устьевого обору-
дования входят узел уплотне-
ния тягового органа Г, датчик
2 подхода к устью; тройник 3,
соединенный с выкидной ли-
нией 4 и герметизатор устья 5.

Узел уплотнения тягового
органа служит для герметиза-
ции подвижного тягового ор-
гана при подъеме жидкости из
скважины и вытеснении ее в
выкидную линию. В данном
комплексе применено устрой-
ство, конструкция которого по-
казана на рис. 1.63.

Датчик подхода сваба к
устью служит для визуального
оповещения и выдачи сигнала
на отключение привода лебедки
подъемного агрегата при про-
хождении через датчик толка-
теля, приводимого в движение узлом крепления каната. Конструк-
ция датчика показана на рис. 1.109.

Датчик состоит из корпуса 1, на наружной площадке 2 которого
установлен концевой взрывозащищенный выключатель 3. Сраба-
тывание выключателя происходит под действием кулачка 4, жестко

смонтированного на одном ва-
лу 5 с вилкой 6 и стрелкой 7.
Герметичность вала 5 в кор-
пусе 1 обеспечена уплотни-
тельными кольцами 8. Стрел-
ка 7 возвращается в рабочее
положение пружиной растя-
жения 9.

Тройник 3 соединен с дат-
чиком подхода 2 (см. рис. 1.108)
резьбой. Через тройник и вы-
кидную линию, подсоединен-
ную к боковому штуцеру трой-
ника, поднимаемая жидкость
подается в приемную емкость
или сборный коллектор.

Герметизатор устья (рис.
1.110) предназначен для гер-
метизации устья и очистки из-
влекаемой из скважины желон-
ки от скважинной жидкости.

Герметизатор содержит
корпус 1, в котором размеще-
на армированная манжета 2.
Манжета устанавливается в
корпусе на буртик и поджи-
мается крышкой 3.

Скважинное оборудование
(рис. 1.111) включает сваб I с
грузом и желонку 2 с узлом
фиксации гибкого тягового ор-
гана 3.

Желонка представляет со-
бой сосуд, состоящий из на-
сосно-компрессорных труб диа-

Рнс. 1.109. Датчик подхода к устью:
1 — корпус; 2 — площадка; 3 — выключа-
тель; 4—кулачок; 5 — вал; 6 — вилка; 7—
стрелка; 8 — кольцо уплотнительное; 9 —
пружина
1

Рис. 1.110. Герметизатор устья:

1 — корпус, 2 — манжета армированная, 3 — крышка

метром 114 мм соединенных между собой резь-
бовыми муфтами, узла фиксации тягового ор-
гана относительно желонки и ограничительной
муфты, навернутой на резьбе снизу и служащей
упором для сваба в нижнем положении. Огра-
ничительная муфта выполнена с отверстием
для груза сваба. Для лучшего прохождения в
скважине муфты уменьшены до наружного
диаметра 122 мм.

Сваб (рис 1.112) служит для вытеснения
жидкости из желонки и представляет собой ре-
зиновую манжету 1, армированную металличе-
ским каркасом. Снизу к манжете присоединен
клапан 2, через который происходит заполне-
ние желонки жидкостью.

Для преодоления сил трения и обеспечения
устойчивого спуска сваба в желонку к его ниж-
ней части присоединяется дополнительный
грузЗ.

Рис. 1.111. Скважинное оборудование:

1 — сваб; 2 — желонка; 3—узел фиксации гибкого
тягового органа
Рис. 1.112. Сваб:

1 — манжета; 2 — клапан; 3 — груз

Основные технические данные обо-
рудования для свабирования с помощью
желонки.

Тяговый орган — стальной канат,
геофизический кабель или стальная лен-
та с разрывным усилием, соответству-
ющим максимальным нагрузкам, ожи-
даемым в процессе подъема жидкости с
глубины до 1500 м.

Максимальное рабочее давление ус-
тьевого оборудования — 1,5 МПа. Габа-
ритные размеры устьевого оборудования:
высота — 1500 мм, ширина — 600 мм.
Масса устьевого оборудования — 110 кг.

Габаритные размеры одной секции
желонки: диаметр 114 мм; длина секции
соответствует сортаменту труб по ГОСТ
633—80: (10,0 м — для труб исполнения
А; от 5,5 до 8,5 м (1-я группа) и от 8,5 до
10,0 м (2-я группа) исполнения Б).

Общая длина желонки определяется
суммой длин составляющих ее секций.
Число соединяемых секций желонки вы-
бирается исходя из условия беспрепят-
ственного прохождения желонки в сква-
жине и обеспечения оптимального для
данной скважины режима отбора жид-
кости. Чем длиннее желонка, тем боль-
ше объем продукции, поднимаемой из
скважины и выше производительность
процесса. Число соединяемых секций
желонки, а следовательно, и ее длина,
ограничиваются также грузоподъемно-
стью лебедки подъемного агрегата и
прочностью тягового органа, причем ко-
эффициент запаса по грузоподъемности
лебедки и разрывному усилию тягового
органа не должен быть менее 2.
Общая масса желонки определяется суммой масс составляющих
ее секций. Масса одной секции желонки определяется по формуле

ТИсекц. 18,5’/секц_>

где тгг.„, — масса одной секции желонки, кг;

4екц. — длина одной секции желонки, м.

Полезная вместимость желонки определяется суммарным объ-
емом составляющих ее секций. Полезная вместимость одной сек-
ции желонки рассчитывается по формуле

1/сеКц. = 7,9-10"3-/секц.,

где Кхкц. — объем одной секции желонки, м3.

Максимальная скорость тягового органа определяется характе-
ристиками лебедки подъемного агрегата.

Интенсивность набора кривизны ствола скважины в интервале
работы желонки не должна превышать 2° на 10 м.

Разработана и испытана технология эксплуатации скважин с
применением рассмотренного оборудования, в ОАО «Татнефть»
утвержден соответствующий руководящий документ [57].

Эффективность свабирования во многом зависит от состояния
внутренней поверхности подъемных труб. Для очистки поверхности
труб от грязи, ржавчины, цементной корки, асфальтосмолопарафино-
вых отложений и др. применяются специальные скребки [59 и 60]. При-
меры специальных скребков приведены на рис. 1.113 (см. цв. вклейку).

Скребки для эксплуатационной колонны могут спускаться в
скважину на канате или на трубах. Скребок «Кыргыч» (см. рис.
1.113, б на цв. вклейке) спускается на технологических трубах и
очистка участка эксплуатационной колонны скважины производит-
ся с промывкой при подаче промывочной жидкости под давлением
в колонну технологических труб. При этом под действием перепада
давления на промывочном канале 4 поршни 2 с ножами 3 выдвига-
ются из корпуса и прижимаются к стенке эксплуатационной колон-
ны. Очистка производится при поступательном движении скребка.

Скребок для подготовки колонны НКТ к свабированию в сква-
жине [61] показан на рис. 1.113, г. Он спускается в колонну подъем-
ных труб на тяговом органе сваба. Отличительная особенность
скребков, показанных на рис. 1.113, а и г, заключается в том, что вы-
ход их режущих элементов из корпуса может регулироваться, это
позволяет осуществлять подготовку поверхности труб в несколько
проходов с постепенным увеличением выхода режущих элементов.
ГЛАВА 2. ОСНОВЫ РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ
УЗЛОВ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ТЯГОВЫХ ОРГАНОВ
СВАБА НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ

Узлы герметизации тяговых органов являются весьма важными
элементами комплексов оборудования для свабирования скважин.
От надежной работы этих устройств зависит экологическая безо-
пасность процесса свабирования. Создание надежных узлов герме-
тизации базируется на соответствующих методах расчета. Однако в
известной литературе методам расчета параметров устройств для
герметизации таких тяговых органов, как канат (кабель), достаточ-
ного внимания не уделялось. Рассмотрим основы инженерных ме-
тодов расчета параметров узлов герметизации с осевым и радиаль-
ным поджимом уплотнителя.

2.1. Определение усилий и давления осевого поджима
уплотнителей кабеля и каната

Рассмотрим определение усилия, необходимого для обеспече-
ния герметичности поджима уплотнителя из упругого материала
(резины), с учетом величины его износа в узлах герметизации кана-
та (кабеля) типа показанных на рис. 1.59, 1.62. Величина необходи-
мой силы поджатия упругого уплотнителя складывается из сле-
дующих составляющих [62]:

Т=Рупр+Р+Р1р + Р*.,	(2.1)

где	Т— сила поджатия уплотнителя, необходимая для устра-

нения утечки;

^упр. — сила, необходимая для упругого сжатия уплотнителя
до устранения зазора между ним и канатом (кабелем);

Г— сила дальнейшего сжатия уплотнителя до обеспече-
ния необходимой для герметизации величины кон-
тактных давлений между корпусом, уплотнителем и
канатом (кабелем);

Ртр и Р^ — силы трения уплотнителя о корпус и о канат (кабель),
соответственно.
При этом должно удовлетворяться условие [63]

ог>Рь	(2.2)

где оу— контактное давление уплотнителя на корпус и канат
(кабель);

Р\ — давление герметизируемой среды.

Обозначим через Го и Ук объемы уплотнителя до и после сжатия.

Для определения Дпр. сделаем допущение о равномерности из-
носа уплотнителя по длине, а также о сплошности и несжимаемае-
мости материала уплотнителя. Имеем:

Ио = №,	(2.3)

где /о — длина изношенного уплотнителя в свободном (не сжатом)
состоянии;

— площадь поперечного сечения несжатого уплотнителя (в
проекции сверху).

где Дн — наружный диаметр уплотнителя;

ДК — внутренний диаметр изношенного уплотнителя.

Дн=Дв + 2-6„,	(2.5)

где Дв — внутренний диаметр неизношенного уплотнителя;

Ък — величина износа уплотнителя.

Г* = №	(2-6)

где 4— длина уплотнителя сжатого до устранения зазора с кана-
том (кабелем);

8Ы — площадь поперечного сечения полностью сжатого уплот-
нителя,

где Дю — эффективный диаметр каната.
Эффективный диаметр каната
(рис. 2.1) несколько меньше его на-
ружного диаметра и равен такому
диаметру гладкого цилиндра, кото-
рый при обжатии уплотнителем обе-
спечивает такую же площадь попе-
речного сечения сжатого уплотни-
теля, как если бы обжатию был
подвергнут данный канат со слож-
ным рельефом его поверхности.

Величина эффективного диа-
метра каната зависит от конструк-
ции каната, в частности от числа
прядей, и определяется из условия

Рве. 2.1. Иллюстрация к вопросу
об эффективном диаметре каната

где Дк—наружный диаметр каната;

и — число прядей каната.

Для стальных канатов двойной свивки типа ЛК-Р по ГОСТ
2688—80, имеющих в сечении шесть прядей Дю = 0,693-Дк. Для ка-
натов с большим числом прядей эффективный диаметр может быть
найден по приближенной формуле

0,48и +1
(0,32и + 1)2

(2-8)

В случае герметизации геофизического грузонесущего кабеля
(например типа КГСв) эффективный диаметр принимается равным
наружному диаметру кабеля, т. е. для кабеля = Дк.

Таким образом для кабеля

5м=0,785-(дн2-Д2).	(2.9)

Для шестипрядного каната

5М =О,785-(Д2 -0,48Д2).

(2.Ю)
Рис. 2.2. Расчетная схема
для нахождения силы упругого
осевого сжатия уплотнителя
при износе

Из условия равенства объема
уплотнителя до и после сжатия

а величина сжатия уплотнителя,
необходимая для устранения зазора
с канатом

^упр.== /о —	(2.12)

При нахождении ^упр., соответ-
ствующей перемещению /упр., необ-
ходимо учитывать изменение площа-
ди поперечного сечения уплотнителя
при деформации. Рассмотрим рас-
четную схему на рис. 2.2. При сжа-
тии на величину х площадь попереч-
ного сечения уплотнителя составит

5(х) =

К
10-х

(2.13)



Элементарная сила, необходимая для дальнейшего сжатия уп-
лотнителя длиной /о - х на величину с!х:

^Рупр.(х) = Е*е(х)-5(х),

где е(х) = ------относительная деформация уплотнителя;

10—х

Е— модуль упругости, который для резины мож-
но считать постоянным в пределах 10...20 %
относительных удлинений [64].

Используя (2.13), получим

^упр-(Х)=^

с!х Ро

(2.14)

10~х 10-х
Силу /’упр. найдем, проинтегрировав (2.14) в пределах от 0 до /упр.,

ГС /

о	*0 ‘упр.

(2.15)

С учетом (2.11) и (2.12) из (2.15) после преобразований получим

=0,785^.^-^)-

(2.16)

Для определения составляющей силы сжатия, идущей на соз-
дание необходимого контактного давления уплотнителя на канат
(кабель) и корпус, воспользуемся известной в теории уплотнений
зависимостью [65]

От — Ох’Ла,

(2.17)

где аг — боковое контактное давление;

— осевое нормальное напряжение сжатия уплотнителя;

к* — коэффициент бокового давления.

и — величины, переменные по длине уплотнителя, соот-
ветственно; кз — постоянная для данного материала уплотнителя
величина, в общем случае [65] к$ 1. Поскольку резина, заключен-
ная в замкнутом пространстве, передает давление подобно жидко-
сти [66], для резинового уплотнителя в рассматриваемой конструк-
ции Ла = 1 и ог = ох. Из условия герметизации (2.2)

Р = ах -8Ы,

(2.18)

где

к6

осевое напряжение на нижнем торце уплотнителя
(торце уплотнителя со стороны действия избыточ-
ного давления герметизируемой среды).

Тогда из (2.18) с учетом (2.7) получим

Р = 0,785Р1(Дн2-Д2).

(2.19)

Расчет силы трения уплотнителя о корпус сделаем для момента
сжатия, когда зазор между уплотнителем и канатом (кабелем) уст-
ранен и контактное давление уплотнителя на канат (кабель) и кор-
пус достаточно для герметизации и равно Рь Выделим из тела уп-
лотнителя на расстоянии х от опорного торца элемент длиной Ах
(рис. 2.3). Уравнение равновесия этого элемента в проекции на ось
х при герметизации кабеля

[°х -(а, +Л,)К -ят(дн +Дк> = о.

(2.20)

При герметизации шестипрядного каната, с учетом того, что в
этом случае диаметр каждой пряди каната с1„ равен трети наружно-
го диаметра каната (см. рис. 2.1), а периметр сечения каната может

2 4

быть найден как 6ж7„ — =—тхДк, имеем

[а, -(а, +Л,)К -ИХ +1,ЗЗД>=0,	(2.21)

где т — касательное напряжение на боковой поверхности уплотни-
теля при его сжатии.



(2.22)

Рис. 2.3. Расчетная схема
для нахождения силы трения

где /— коэффициент трения,
зависящий от стг, вели-
чина которого для ре-
зинового уплотнителя
определяется зависимо-
стью [67]

А

/ =	(2-23)

где А и Р — постоянные, величи-
ны которых для ре-
зинового уплотните-
ля могут быть при-
няты соответственно
0,22 и 0,6 [67].

С учетом того, что в нашем
случае ог = Рь используя (2.17),
(2.22) и (2.23), получим из (2.20) для случая герметизации ка-
беля

—а₽-*Лгг	+Л)^

А г г

Решение этого уравнения имеет вид

о? = ^ар(Д„+Дк) х +

А	5М

где С— постоянная интегрирования.

Для нахождения константы С воспользуемся граничным усло-
вием: при х = 0 (на нижнем торце уплотнителя) для обеспечения
герметичности, согласно (2.2) необходимо, чтобы ог(х = 0)=ог =
= Д. С учетом этого имеем

СТг Р|₽

С = -^- = —

А А

(2-24)

Тогда распределение контактного давления по длине уплотни-
теля при его сжатии до устранения утечки в случае герметизации
кабеля имеет вид

-лр*6

(2.25)

Для случая герметизации шестипрядного каната



- ^р&6

(2.26)

Из физических соображений ог > 0, следовательно, для каждой
величины герметизируемого давления Р\ при заданном оГв сущест-
вует максимальная длина сжатого уплотнителя, при которой ог > 0.
Для случая герметизации кабеля из (2.25)

,,р" лр^.+д.)’

(2.27)

где /пред, — предельная длина сжатого уплотнителя (для случая по-
следовательно установленных в корпусе уплотнителей —
их суммарная длина).

С учетом (2.9), подставив численные значения коэффициентов,
получим

/^“^(Дн-Л).

(2.28)

Для случая герметизации каната



(2.29)

С учетом (2.10)

^пред.

19р0^Дн2-0,48Дк2

‘ ди+1,зздк-

(2.30)

В (2.28) и (2.30) размерности /пред., Д™ Дк — в мм, А — в МПа.
Силы трения уплотнителя о корпус Е^. и кабель Е^

4

Лр. = ргЛ ДЯ<Ь,
о
4

0

(231)

Для каната

(2.32)
Используя (2.11), (2.23) и (2.25), из (2.31) для случая гермети-
зации кабеля имеем

м

(2.33)

гк

(Дн+Д«>8

Для случая герметизации каната с учетом (2.32) соответственно
имеем

р	Ди8и	(

(ДН+1,ЗЗДК>/ Ги

к	1,ЗЗДК5М	Г

. (дн+1,зздк>/г"

(2.34)

где оГв = /1|ж=0 — контактное давление (радиальное напряжение)
на нижнем торце уплотнителя (при х = 0);

стг, — контактное давление на верхнем торце уплот-
нителя, вычисляемое по формуле (2.25) для ка-
беля и (2.26) для каната.

х = -

41ред.
/к»

4фед. <Ае»
41ред.

(2.35)

Для случая герметизации кабеля, с учетом (2.9), (2.16), (2.19),
(2.25) и (2.33), после преобразований (2.1) сводится к виду

Т^=0№(Д2-Д2)х

(2.36)

где величина х принимается в соответствии с (2.35); размерности
силы Т— в Н, линейных размеров Д, х, — в мм, давления Р\ и мо-
дуля упругости Е—в МПа.
Для случая герметизации шестипрядного каната из (2.1), с уче-
том (2.10), (2.16), (2.19), (2.26) и (2.34), после аналогичных преоб-
разований получим

= 0,785-(Д2-0,48Д2)х

^Ди2-0,48Д2

Дп -0.48Д2

+ 2Р,- Р®’6

-0,53—и *-’3^х]

Дн2-0,48Д2 )

. (2.37)

Необходимо отметить, что найденная таким образом величина
силы является минимальной, поскольку получена при ог = Рь т. е.
нижнем предельном случае выполнения условия герметизации
(2.2). Кроме того, при выводе формул износ уплотнителя полагался
равномерным как по окружности, так и по длине, что на практике
не всегда имеет место. Поэтому при расчетах величину силы под-
жима следует принимать с некоторым запасом, т. е.

Рис. 2.4. Расчетная схема
к определению давления осевого
поджима уплотнителя:

1 — канат (кабель); 2 — корпус; 3,6 —
герметизирующие уплотнения; 4 — шту-
цер для подвода давления; 5 — под-
поршневая полость; 7 — кольцевой пор-
шень; 8 — нажимная втулка; 9 — уплот-
нительный элемент; 10 — крышка; Т—
сила поджима; Р\ и Р2 — соответствен-
но внутреннее и внешнее радиальное
давление


(2.38)

где Аз— коэффициент запаса, зависящий от особенностей конст-
рукции узла герметизации, типа каната (кабеля), модуля
упругости материала уплотнителя и принимаемый по дан-
ным стендовых испытаний и с учетом опыта эксплуата-
ции узла герметизации (в первом приближении коэффи-
циент запаса может быть принят в пределах от 1,2 до 1,5);

Тпйп— минимальная величина силы поджима, определенная по
формулам (2.36) и (2.37).

Зная величину Т, нетрудно определить потребное давление Р2,
которое необходимо обеспечить в полости под поршнем узла гер-
метизации (рис. 2.4) для поджима уплотнителя:

Т

Р2= —

(2.39)

где 5П — площадь поперечного сечения поршня. В случае кольце-
вого поршня (см. рис. 2.4).

5п=^ив2-двн)-

2.2. Расчет давления поджима радиально-поджимаемых
уплотнителей кабеля и каната

Рассмотрим узел герметизации каната (кабеля) с радиальным
поджимом упругого уплотнителя (рис. 2.5). При работе устройства
имеет место износ уплотнителя, приводящий к изменению кон-
тактного давления между ним и канатом (кабелем).

Рассмотрим зависимости, связывающие необходимое для под-
держания заданного контактного давления между канатом (кабе-
лем) и внутренней поверхностью уплотнителя внешнее радиальное
давление поджима на наружную поверхность уплотнителя с его
износом. Знание этих зависимостей позволит в случае использова-
ния для создания давления поджима внешнего источника задавать
выходную характеристику этого источника с учетом изменения по-
требного давления поджима по мере износа уплотнителя, а также
Рис. 2.5. Схема радиального поджима
уплотнителя

определять допустимую ве-
личину износа уплотнителя
по заданным конструктивным
параметрам узла и характе-
ристикам применяемых мате-
риалов. Знание связи между
контактным давлением и из-
носом в зависимости от кон-
структивных параметров уп-
лотнительного узла и харак-
теристик материалов необхо-
димо также и при создании
уплотнительных узлов рассма-
триваемого типа, в частности
для определения оптимальных
параметров узла по заданным
условиям его эксплуатации.
Рассмотрим сначала решение

задачи для случая упругого материала уплотнителя, имеющего фор-
му цилиндрической втулки при обжиме давлением, равномерно рас-

пределенным по внешней цилиндрической поверхности, и ограни-
ченного от перемещения в осевом направлении по торцам [68]. Схе-

ма нагружения уплотнителя и компоненты перемещения в цилинд-
рических координатах представлены на рис. 2.6, а. Будем считать ма-
териал уплотнителя изотропным, сплошным, однородным, несжима-
емым и упругим, а его износ равномерным по окружности и длине.

Деформация уплотнителя под действием поджима по мере из-
носа протекает сравнительно медленно, поэтому будем опериро-
вать «статическими» упругими характеристиками материала, т. е.
характеристиками, полученными при медленном нагружении об-
разцов. Будем рассматривать конечное состояние уплотнителя, т. е.
вместо реального процесса постепенного деформирования уплот-
нителя по мере уменьшения его объема вследствие износа, будем
рассматривать деформирование уже изношенного до заданной ве-
личины уплотнителя от его свободного состояния (т. е. имеющего
зазор с канатом (кабелем), равный заданному износу) до контакта
по внутренней поверхности с канатом (кабелем).

При этом полагаем, что необходимое конечное давление поджима
в обоих случаях одинаково. Такой подход позволяет использовать для
решения задачи известные методы прикладной теории упругости. По-
Рис. 2.6. Уплотнитель:

а — схема нагружения и компоненты
перемещения в цилиндрической сис-
теме координат; б — расчетная схема
при износе;

1 — внутренняя поверхность уплотни-
теля; 2 — положение внутренней по-
верхности уплотнителя после износа
при отсутствии поджима (в свободном
состоянии); 3 — наружная поверхность
деформированного уплотнителя после
износа его внутренней части (в под-
жатом состоянии); 4 — наружная по-
верхность уплотнителя до износа (и
после износа при снятии нагрузки)

скольку на практике деформа-
ции уплотнителей рассматри-
ваемого типа могут достигать
больших величин и обычные
методы прикладной теории уп-
ругости, использующие закон
Гука, в данном случае не приме-
нимы, воспользуемся энергети-
ческим методом Ритца, в част-
ности конкретным его приложе-
нием для случая расчета поло-
го толстостенного резинового
цилиндра при сложном нагру-
жении, приведенным в [64].

С учетом осесимметрично-
сти уплотнителя и действу-
ющих на него нагрузок, а так-
же отсутствия деформаций по

б

длине исходная система дифференциальных уравнений, связываю-
щая компоненты деформаций, и ее решение при условии несжи-

маемости материала, в нашем случае могут быть записаны в виде

е - ^Р + 1Г ^Р
'	(1г 21 (1г

р -Р+ЧР

г 21г

(2-40)
р = ^Д + г2 -г,

(2.41)

где г и \|/ — координаты точек цилиндра до деформации в ради-
альном и окружном направлениях;

р — радиальное смещение точек цилиндра в процессе де-
формации;

Ег и еф — компоненты деформации в соответствующих направ-
лениях;

Д— постоянная интегрирования.

Условие минимума полной энергии системы при равновесии
сводится к виду:

п^2-г2)д2{С^С2)
2(г2+д)(г2+д)

п

2

+ 7гС2Д1п4К±^
П,+Д,

г221	Й+д), яД|	^-г,2Хс.+Сг)
VI	Й+д) 2(	Г2+Д)(г2+Д)

+ пР-Д - = 0,

(2.42)

+ 7ГР = О,

где Г\ и г2 — радиусы внутреннего и внешнего контура цилиндра
до деформации;

У— осевая сила;

р = р2_р1— разность значений внешнего и внутреннего давле-
ний, которую назовем дополнительным давлением
поджима;

С1 и Сг — коэффициенты линейной аппроксимации удельной
энергии деформации, характеризующие упругие
свойства материала и связанные с модулем упруго-
сти при линейно-упругих деформациях соотноше-
нием [64]

С1+С2=|.	(2.43)

Из второго уравнения (2.42) получаем:

(С1+С2)Г г2(г2+д)	г2 -г2

2 I п2Й+д) Й +д)Й+д).

(2.44)
Для нахождения постоянной интегрирования Д, входящей в
(2.44), используем граничные условия. Наружный радиус уплотни-
теля до деформации

г2 = Кк + 8о,

(2.45)

где 50— начальная толщина уплотнителя (до его износа);

/?к — радиус герметизируемого каната (кабеля), равный поло-
вине диаметра каната (кабеля).

Рассмотрим случай, когда внутренний радиус уплотнителя по-
сле деформации равен эквивалентному радиусу каната, что являет-
ся необходимым условием герметизации, т. е.

и + р1=/гю,

(2.46)

где Р1 — смещение точек внутреннего контура уплотнителя в ра-
диальном направлении при его сжатии;

/?кэ — эквивалентный радиус каната, равный половине его эк-
вивалентного диаметра. Для случая герметизации гео-
физического кабеля эквивалентный радиус равен поло-
вине наружного диаметра кабеля.

Из (2.41)

Р1=д/Д + Г12
____________
р2=7Д + ^22 -Г2,

(2.47)

где р2 — смещение точек внешнего контура уплотнителя в ради-
альном направлении при его сжатии.

Величина |р2| = ? является перемещением внешнего контура
при поджиме вследствие износа внутренней части уплотнителя (см.
рис. 2.6, 6).

Эта величина связана с перемещением внутреннего контура
уплотнителя Ъя соотношением, вытекающим из условия несжимае-
мости материала уплотнителя

Ья =л/^-^-2(7?ю+5о)]-^Кэ-

(2.48)
Для случая герметизации кабеля величина перемещения внут-
реннего контура уплотнителя Ьк равна износу уплотнителя на сто-
рону, в случае герметизации каната эта величина является суммой
величин износа уплотнителя и разницы между половиной наружно-
го диаметра каната и его эффективным радиусом.

Подставив (2.43), (2.45)—{2.48) в (2.44), получим

Р-4	0У+8о)Х

л	Ш .... .."Г"... “	——.ч

61 кэ+^иЖ+бо) +д]

(2.49)

гдеД = - ЬВ(2КЮ + Ья).

Тогда полное давление радиального поджима упругого уплот-
нителя может быть найдено как сумма Р\ и Р:

п п е[ ,	(Яю+б0)2/?*

О — О I	|м	V КЗ _ V / КЗ	_

/Л — г Н — 1П~---—Р-— -------ч

61 (Дэ+аУК+М’+д]

_1______1

X 0?ю+5о)2+д]. ’

(2.50)

Формула (2.50) показывает зависимость необходимого давле-
ния радиального поджима от величины давления герметизируемой
среды, упругих свойств материала уплотнителя, его начальной
толщины и величины износа.

Из полученных формул можно заключить следующее. В случае
упругого, сплошного, однородного, изотропного и несжимаемого
материала уплотнителя при его симметричном износе для расчета
необходимого давления радиального поджима достаточно знать
ожидаемую величину давления герметизируемой среды и только
одну характеристику материала — его модуль упругости в области
линейно-упругих деформаций. Величина потребного давления ра-
диального поджима при прочих равных параметрах пропорцио-
нальна модулю упругости материала уплотнителя. С увеличением
износа величина потребного давления радиального поджима растет,
а при достижении предельного износа — резко снижается вследст-
166
вие уменьшения остаточной толщины (деформируемого сечения)
уплотнителя.

Точность полученной зависимости определяется степенью со-
ответствия реального материала принятым допущениям относи-
тельно его изотропности, сплошности, однородности, несжимаемо-
сти, упругих свойств, а также тем, насколько реальное распределе-
ние внутреннего давления (контактного давления между уплотни-
телем и канатом или кабелем) близко к равномерному распределе-
нию. Что касается погрешности, обусловленной заданием упругих
свойств материала только модулем его упругости в области линей-
но-упругих деформаций, необходимо отметить следующее. Соотно-
шение (2.43) вытекает из линейной аппроксимации зависимости
удельной энергии деформации от компонентов деформации. Как
показано в работе [64], такая аппроксимация хорошо согласуется с
экспериментальными данными при величине относительных дефор-
маций до 50 %. В нашем случае относительные деформации тем
выше, чем больше начальная толщина уплотнителя и его износ.
Причем относительное удлинение в радиальном направлении явля-
ется максимальным из главных, а значит и из всех возможных от-
носительных удлинений в какой-либо точке уплотнителя [69]. Поэто-
му до значений относительного радиального удлинения в* = 50 %
погрешность от несоответствия задания упругих свойств материала
его модулем упругости можно не учитывать. При этом величину е*
можно определять из соотношения

е* =---4-100%.	(2.51)

2 /?*

С дальнейшим ростом величины е* рассматриваемая погреш-
ность растет, не превышая, однако, 16...20 %, до значений е* » 450 %.
На практике и такая точность является вполне приемлемой.

С точки зрения наибольшего срока службы уплотнителя, ис-
точник давления поджима должен обеспечивать изменение давле-
ния по мере износа уплотнителя согласно зависимости (2.50).

Кроме резины в узлах герметизации гибких тяговых органов, в
частности кабеля и каната, находят применение и материалы, обла-
дающие наряду с упругими и пластическими свойствами, например
такие, как полиуретан (фенилон), политетрафторэтилен (фторопласт)
и материалы на его основе и др. Это обусловливает необходимость
создания соответствующих методов расчета таких уплотнителей,
работающих при больших деформациях [70]. С этой целью примем
следующие допущения.

При рассмотрении равновесия элементов уплотнителя осред-
ним окружные напряжения по толщине. Будем считать материал
уплотнителя изотропным, сплошным, однородным, несжимаемым,
а его износ равномерным по окружности и длине. Поскольку про-
цесс деформации уплотнителя по мере его износа происходит в рас-
сматриваемом случае под постоянно действующим радиальным дав-
лением, то он имеет активный характер, т. е. на всех промежуточ-
ных этапах деформация идет монотонно в сторону увеличения. Это
позволяет воспользоваться известным положением нелинейной тео-
рии упругости о возможности рассмотрения активной пластической
деформации с помощью формул, выведенных для обратимых дефор-
маций [71], и заменить, в данном случае, рассмотрение процесса по-
степенного деформирования уплотнителя под действием радиаль-
ного поджима по мере уменьшения его объема вследствие износа
рассмотрением процесса деформирования уплотнителя постоянно-
го объема, изношенного до заданной величины, т. е. имеющего до де-
формации зазор с кабелем или канатом, равный заданному износу.

Рассмотрим равновесие кольцевого элемента уплотнителя, на-
ходящегося под действием внутреннего Р\ и внешнего Рг радиаль-
ных давлений (рис. 2.6,«). Уравнение равновесия имеет вид

26	+ Р2(2/?кэ + 25) - Р12Лк;) = 0,	(2.52)

где — средняя по толщине уплотнителя величина окружных
напряжений;

5 — толщина уплотнителя после деформации;

7?кэ— эквивалентный радиус каната (радиус окружности,
описанной вокруг поперечного сечения кабеля).

Или

(2.53)

Связь напряжений и деформаций для упругопластического те-
ла, как при малых, так и при больших деформациях может быть
представлена в виде [69]
СУхр О г вчр Сг
= 9

Охр ~~&2	^2

°г —<72 _ ег ~е2

3

СУ2 *" СУхр &2

(2.54)

(2.55)

где оч„ ог и ог— главные истинные напряжения;

бц,, ег и ег — истинные относительные удлинения в направле-
нии главных осей деформации.

Истинные относительные удлинения е связаны с обычными
удлинениями е зависимостью

е - 1п(1 + е).

(2.56)

Для нахождения средних по толщине уплотнителя значений
окружных напряжений с помощью (2.55) необходимо знать вели-
чины истинных относительных удлинений еч на внутреннем и

наружном ву* контурах уплотнителя.

Из геометрии уплотнителя до и после деформации относитель-
ные сжатия волокон материала на наружном е^ и внутреннем
е^ контурах уплотнителя

Р ^27г(7?кэ+б)-2л(7?кэ+50)	5-50 р

% гл^+бо) Яю+б0 /?ю+б0’1’ '

_	_ \^кэ + $о $ ) _	80 б'

Е«, =---------------------=----------------,	(2.5о)

7?к;)+50-5' Якэ+бо-б'

где б0 — начальная толщина уплотнителя (до износа);

р — перемещение наружного контура уплотнителя;

б'— толщина изношенного уплотнителя в состоянии, когда
его наружный диаметр равен наружному диаметру неиз-
ношенного уплотнителя, т. е. б' = б0 - Ьи, где Ъп — вели-
чина износа уплотнителя до деформации (в случае иде-
ально упругого материала — толщина изношенного уп-
лотнителя в свободном состоянии).
Переходя с учетом (2.58) к истинным относительным удлине-
ниям, получим

К +8 = 1п —32	,  ' Якэ+бо	(2.59)
е* =1п		-.  -	Я.о+80-8'	(2.60)

Для нахождения величины 8' воспользуемся условием несжи-
маемости материала уплотнителя, которое в нашем случае при по-
стоянстве длины уплотнителя сводится к равенству площадей по-
перечного сечения уплотнителя до деформации 51 и после дефор-
мации 52.

5, =4^ +б0)2 -(Яю + 80 -б')2)=л(2(/гкэ + 80)8'-8'2),

52 «ф» +б)2	)=я(27?кэ8 + 82).

Приравняв площади 51 и 52, получим уравнение

8'2-28'(/?ю+80)+2/?кэ8 + 82 =0

решение которого имеет вид

8'=ЛЮ +80	+80)2 -27?к;)8-82.	(2.61)

Подставив (2.61) в (22.60), получим

1	-^кэ  е = 1п	=	... —	=.	(2.62)

Известно [69, 71, 72], что при упругих и пластических дефор-
мациях при произвольном объемном напряженном состоянии су-
ществует зависимость между интенсивностью напряжений о,- и ин-
тенсивностью деформаций в/
170
<5, = Ф(е)'),

(2.63)

причем эта зависимость графически имеет тот же вид, что и диа-
грамма простого растяжения (сжатия). Типичные диаграммы про-
стого растяжения, к которые могут быть сведены диаграммы инте-
ресующих нас материалов, представлены в [72].

Поскольку интенсивность напряжений определяется как

(2.64)

а интенсивность деформаций

(2.65)

используя (2.54) и (2.55), получим

3	-- сгг

2 ар -ег

(2.66)

Из условия несжимаемости материала уплотнителя

ву + ег + ех = 0.	(2.67)

Поскольку торцы рассматриваемого уплотнителя в процессе
деформации неподвижны (ограничены корпусом устройства), то
деформации по длине равны нулю и из (2.67) имеем

е^ = -ег.	(2.68)

С учетом (2.68) выражение (2.65) сводится к виду

Ч=^Ы-	(2-69)
Из соотношений (2.66) и (2.69) имеем

	2  оч, = о —7=0,.	(2.70)  т/з

Уравнение (2.70) устанавливает зависимость между напряже-
ниями в материале и его деформациями.

Радиальные напряжения на внутреннем контуре уплотнителя

	о,№ =-/>,,	(2.71)
на наружном	% =-Р2.	(2.72)

Из (2.70) с учетом (2.71), (2.72) найдем окружные напряжения
на внутреннем и наружном о^ контурах уплотнителя

	(2.73)  <4=^-^=<4.	(2-74)

где и о^ — интенсивность напряжений соответственно на
внутреннем и наружном контурах.

Средние по толщине уплотнителя окружные напряжения

	(2.75)  _Ср. _	'в	Л 2 х 1	/П  * -Л	2 '	(2‘76'

Подставив о^' из (2.76) в уравнение равновесия (2.53), и обо-
значив превышение наружного давления над внутренним, т. е. дав-
172
пение поджима, Рг - Р\ ~ Р, полу-
чим искомую зависимость давле-
ния радиального поджима от гео-
метрических размеров, свойств ма-
териала и остаточной толщины
уплотнителя:

8
2/?ю+8

. (2.77)

Для дальнейшего решения за-	'

дачи необходимо конкретизиро-	Рис. 2.7. Диаграмма растяжения

вать связь между напряжениями и жесткопластического тела
деформациями для данного мате-
риала уплотнителя.

Рассмотрим следующие случаи.

1.	Пусть диаграмма растяжения материала уплотнителя с дос-
таточной степенью точности соответствует диаграмме жесткопла-
стического тела (рис. 2.7).

Тогда

О/ =	= СОП81,

(2.78)

и искомое давление поджима пластического уплотнителя определя-
ется с использованием (2.77) по формуле

Р2=Л+-7=°т------

1 73 т2Яю+8

(2.79)

2.	Зависимость между интенсивностью истинных напряжений
и интенсивностью истинных относительных удлинений материала
уплотнителя соответствует диаграмме растяжения жесткопласти-
ческого тела с упрочнением, приведенной на рис. 2.8.

Ее уравнение имеет вид

ст,- = от + Ее,-,

(2.80)

где стт и Е — постоянные, определяемые из условия наилучшей ап-
проксимации диаграммы растяжения данного материала.
В этом случае давление радиального поджима с учетом (2.69) и
(2.77) вычисляется по формуле

4

Р2=Ъ +

4* вш
тн

8

2/гю +8

(2.81)

где и определяются из (2.62) и (2.59), соответственно.

3.	Для материала уплотнителя, соответствующего идеально
пластическому телу (рис. 2.9), зависимость между интенсивностя-
ми напряжений и деформаций представляется двумя прямыми и
может быть записана в виде

ст, =Ее,, О^е, ^ет,
ст, = стт = СОП51, е, > ет,

(2.82)

где ет — интенсивность истинных относительных удлинений, при
которой имеет место перелом диаграммы растяжения.

Давление поджима в этом случае

Рве. 2.8. Диаграмма растяжения	Рнс. 2.9. Диаграмма растяжения

жесткопластического тела	идеально пластического

с упрочнением	тела
4.	Для материала уплотнителя,
диаграмму растяжения которого
можно аппроксимировать двумя
прямыми наклонными участками,
и соответствующего упругопласти-
ческому телу с линейным упроч-
нением (рис. 2.10), зависимость
между напряжением и деформа-
циями имеет вид

Рис. 2.10. Диаграмма растяжения
упругопластического тела с линей-
ным упрочнением

р, =стт+Е2е/, е{ >ег.

Давление радиального поджи-
ма уплотнителя в зависимости от
того, к какому участку диаграммы растяжения относится напря-
женно-деформированное состояние уплотнителя, вычисляется со-
ответственно по формуле

Р2=Л-

\ 5

+ вш I ------

*“/2/гкэ+5

5

2Яю+5’

а<.е{ <.еТ,

. (2.85)
е, >ет.

Аналогично могут быть получены формулы для определения
давления радиального поджима уплотнителя и в случае, когда диа-
грамма растяжения его материала аппроксимируется тремя и более
прямыми.

5.	Диаграмма простого растяжения материала уплотнителя ап-
проксимируется степенной зависимостью вида (рис. 2.11):

ст, = Л/е/*,

(2.86)

где А,- и р — постоянные, характеризующие свойства материала и
определяемые из условия наилучшей аппроксимации
диаграммы растяжения данного материала, устанав-
ливающей зависимость между истинными напряже-
ниями и истинными относительными удлинениями.
Для упругого материала (рис. 2.12)

р — 1, а к} — Есек,

где Есек — секущий модуль упругости по отношению к истинным
напряжениям и деформациям.

Для жесткопластического материала

ц = 0, ^ = стт,

где стт — напряжение текучести материала.

Используя связь напряжений и деформаций в виде (2.86), с
учетом соотношения (2.69), из (2.77) искомое давление радиального
поджима уплотнителя может быть найдено в виде

(2.87)

где и определяются по формулам (2.62) и (2.59).

В расчетные формулы входит величина остаточной толщины
уплотнителя после деформации 5, связанная с износом уплотнителя
Ьк зависимостью [70]

&и=^+5о)2-2/?ю8-52-/гкэ.	(2.88)

Рис. 2.11. Диаграмма растяжения

упругопластического тела

с нелинейным упрочнением

Рис. 2.12. Диаграмма растяжения

линейно-упругого тела
Из (2.88) после преобразований получим

5 =	+50)2-(7?ю + 6И)2 + Я2 -Кю.	(2.89)

Представляется рациональным следующий порядок расчета.
Задавая с необходимым шагом величину износа Ът для уплотните-
ля из материала с данными свойствами и определенными началь-
ными размерами, из (2.89) находим соответствующие значения 8, а
затем из (2.59) и (2.62) — соответствующие им значения истинных
относительных удлинений на наружном и внутренним контурах
уплотнителя, необходимые для расчета давления поджима по фор-
мулам (2.81)—(2.87). Для материалов уплотнителя, ведущих себя
при деформации как жесткопластическое тело, необходимость вы-
числений по формулам (2.59) и (2.62) отпадает, поскольку в форму-
лу (2.79) эти величины не входят.

2.3. Примеры расчета, анализ результатов,
способы снижения величины давления в системе
управления

Рассмотрим случаи герметизации каната диаметром 15 мм и
специального геофизического кабеля для свабирования диаметром
11,15 мм.

Примем следующие исходные данные: материал уплотнителя —
резина с модулем упругости 5,0 МПа и фторопласт-4; наружные
диаметры уплотнителя 80,60 и 40 мм; длина уплотнителя 90 и 180 мм;
внутренний диаметр неизношенного уплотнителя равен наружному
диаметру кабеля и каната; диапазон изменения давления гермети-
зируемой среды от 0 до 7,0 МПа; величина износа уплотнителя (в
радиальном направлении) от 0 до 20 мм.

Внутренний диаметр кольцевого поршня при осевом поджиме —
60 мм, наружный — 80 и 90 мм с площадью соответственно 2198 мм2
и 3532 мм2.

Необходимые минимальные величины усилий осевого поджи-
ма Т, Н, резинового уплотнителя с Е = 5,0 МПа наружным диамет-
ром 80 мм и длиной 90 мм при герметизации кабеля диаметром
11,15 мм, рассчитанные по формуле (2.36), и при герметизации ка-
ната диаметром 15 мм, рассчитанные по формуле (2.37) для разных
значений давления герметизируемой среды Р\ и величины износа
уплотнителя Ьк, приведены в табл. 2.1 (для случая каната расчетные
величины даны в скобках).

Таблица 2.1.

Усилие осевого поджима, резинового уплотнителя при герметизации
кабеля (каната) в зависимости от величины износа уплотнителя
и давления герметизируемой среды

Износ уп- лотнителя Ья, мм	Усилие поджима Т, Н, резинового уплотнителя для различного давления Рь МПа							
	0	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0
0	0 (462)	9266  (9828)	16454  (17110)	23066 (23788)	28840 (29619)	35130 (35956)	41019  (41888)	46523 (47433)
5	1562 (2043)	10696  (11192)	17762 (18329)	24294  (24913)	29996 (30660)	36238 (36939)	42078 (42815)	47538  (48308)
10	4124 (4413)	13016  (13342)	19882 (20211)	26284  (26620)	31869 (32211)	38028 (38386)	43792 (44152)	49176  (49545)
15	7671 (7574)	16188 (16035)	22793 (22606)	29020  (28814)	34447  (34224)	40496  (40267)	46154 (45948)	51438 (51195)
20	12204  (11526)	20165  (19336)	26447  (25545)	32454 (31505)	37681  (36689)	43590  (42573)	49114  (48073)	54270  (53205)

Примечание. В скобках приведены усилия осевого поджима уплотните-
ля при герметизации каната диаметром 15 мм.

Давления под кольцевым поршнем площадью 2198 мм2, необ-
ходимые для осевого поджима Т, Н, резинового уплотнителя с Е =
= 5,0 МПа диаметром 80 мм и длиной 90 мм при герметизации ка-
беля и каната соответственно диаметром 11,15 и 15 мм для разных
величин износа уплотнителя Ьк и разных значений давления герме-
тизируемой среды Р\, рассчитанные по формуле (2.39) с использо-
ванием (2.36) и (2.37), даны в табл. 2.2.

Зависимости давления осевого поджима резинового уплотни-
теля диаметром 80 мм и длиной 90 мм при герметизации каната от
величины износа уплотнителя при разных давлениях герметизи-
руемой среды приведены на рис. 2.13.

Значение необходимого усилия осевого поджима Т, Н, резино-
вого уплотнителя с Е = 5,0 МПа наружным диаметром 60 мм и дли-
ной 90 мм и давления Рг под кольцевым поршнем площадью 3532 мм2
(данные в скобках) при герметизации кабеля диаметром 11,15 мм
для разных величин износа уплотнителя 6И и давлений герметизиру-
178
Необходимое давление под поршнем для устройства
с осевым поджимом резинового уплотнителя при герметизации
кабеля (каната) в зависимости от величин износа уплотнителя Ьв
и давления герметизируемой среды Р1

Износ уп- лотнителя Ли,мм	Необходимое давление Рг, МПа при различных значениях давления Рь МПа							
	0	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0
0	0 (0,21)	4,22  (4,48)	7,50 (7,79)	10,51 (10,85)	13,15  (13,51)	16,02  (16,39)	18,68 (19,10)	21,25 (21,62)
5	0,71 (0,93)	4,88 (5,10)	8,10 (8,36)	11,10  (11,35)	13,67 (13,98)	16,52 (16,84)	19,18 (19,51)	21,67 (22,03)
10	1,88 (2,01)	5,93 (6,09)	9,06 (9,21)	11,98 (12,14)	14,52  (14,68)	17,34  (17,50)	19,96 (20,125)	23,38 (22,59)
15	3,49 (3,44)	7,37 (7,31)	10,39  (10,30)	13,23  (13,14)	ГзГ,70 (15,60)	18,47  (18,35)	21,04 (20,93)	23,44  (23,33)
20	5,57 (5,25)	9,19 (8,81)	12,06 (11,64)	14,81 (14,36)	17,18 (16,73)	19,87  (19,40)	22,38 (21,91)	24,75 (24,25)

Примечание. В скобках приведены необходимое давление под поршнем ус-
тройства с осевым поджимом уплотнителя при герметизации каната диаметром 15 мм.

Износ уплотнителя Ью мм

Рис. 2.13. Зависимость давления осевого поджима Р2 резинового уплотнителя
с Е- 5,0 МПа, наружным диаметром 80 мм и длиной 90 мм при герметизации
каната диаметром 15 мм от величины износа уплотнителя Ь„ для разных
значений давления герметизируемой среды:

1,2, 3,4,5, б, 7,8—давление герметизируемой среды (Р^
соответственно 0; 1,0; 2,0; 3,0; 4,0; 5,0; 6,0 и 7,0 МПа (площадь поршня 2198 мм2)
Усилие осевого поджима резинового уплотнителя
при герметизации кабеля диаметром 11,15 мм в зависимости
от износа уплотнителя Ьв и давления герметизируемой среды

Износ уплот- нителя, Ьт мм	Усилие осевого поджима Т, Н, при герметизации кабеля при значениях давления Р\, МПа							
	0	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0
0	0	5464  (1,55)	10069  (2,85)	14101  (3,99)	17622  (4,99)	21331 (6,04)	24804 (7,02)	28054 (7,94)
5	1247 (0,35)	6662  (1,89)	11021  (3,12)	14917  (4,22)	18321  (5,19)	21950 (6,21)	25347  (7,18)	28526 (8,08)
10	3293 (0,93)	8482  (2,40)	12535  (3,55)	16245  (4,60)	19485  (5,52)	23000  (6,51)	26291 (7,44)	29367  (8,31)
15	6125  (1,73)	10864 (3,08)	14540  (4,12)	18002  (5,10)	21020 (5,95)	24380 (6,90)	27523 (7,79)	30459 (8,62)
20	9745  (2,76)	13661  (3,87)	16904  (4,79)	20068  (5,68)	22814  (6,46)	25982 (7,36)	28942  (8,19)	31702  (8,98)

Рис. 2.14. Зависимости давления осевого поджима Р2 резинового уплотнителя
с Е = 5,0 МПа длиной 90 мм при герметизации кабеля диаметром 11,15 мм от
величин давления герметизируемой среды:

1 и 2 — области значений Р2 для уплотнителей наружными диаметрами 60 и 80 мм
при величине износа от 0 до 20 мм соответственно
руемой среды Рь рассчитанные по формулам (2.36) и (2.39), сведе-
ны в табл. 2.3.

Зависимости давления осевого поджима для резиновых уплот-
нителей наружными диаметрами 60 и 80 мм и длиной 90 мм от дав-
ления герметизируемой среды при износе уплотнителей до 20 мм в
случае герметизации кабеля приведены на рис. 2.14.

Усилия осевого поджима Т, Н, (в скобках — давление Р2, МПа,
под поршнем площадью 3532 мм2) неизношенных резиновых уп-
лотнителей с Е = 5,0 МПа наружным диаметром 80 мм, длиной 90 и
180 мм при герметизации каната диаметром 15 мм для разных дав-
лений герметизируемой среды Р2, рассчитанные по формулам (2.37)
и (2.39), даны в табл. 2.4.

Таблица 2.4.

Усилие осевого поджима неизношенного резинового уплотнителя
при герметизации каната в зависимости давления герметизируемой
среды Рх для разной длины уплотнителя 10

Длина уплотнителя, ММ	Усилие осевого поджима Т, Н, уплотнителя при герметизации каната при значениях давления Р1г МПа							
	0,1	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0
90	1447 (0,41)	6124  (1,73)	16689  (4,72)	23235 (6,58)	28948 (8,19)	35203  (9,96)	41057  (11,62)	46528  (13,17)
180	1447 (0,41)	10337  (2,93)	20042 (5,67)	28359 (8,03)	35560 (10,07)	42828  (12,12)	49630 (14,05)	55999  (15,85)

Примечание. В скобках давление под кольцевым поршнем Р2, МПа,
площадью 3532 мм2.

Зависимости от давления герметизируемой среды необходимого
давления осевого поджима резиновых уплотнителей одного диаметра,
но разной длины при герметизации каната приведены на рис. 2.15.

Числовые значения необход имого давления радиального поджима
резинового уплотнителя наружным диаметром 80 мм при герметиза-
ции кабеля для разных значений герметизируемого давления и износа
уплотнителя, рассчитанные по формуле (2.50), приведены в табл. 2.5.

Величины необходимого дополнительного давления радиаль-
ного поджима (т. е. необходимого превышения давления поджима
над герметизируемым давлением) для резиновых уплотнителей
наружным диаметром 80, 60 и 40 мм при герметизации кабеля для
разных величин износа уплотнителя, рассчитанные по формуле
(2.49), сведены в табл. 2.6.
Рис. 2.15. Давление Р2 осевого поджима поизношенного резинового уплотнения
наружным диаметром 80 мм, с Е=5,0 МПа, при герметизации каната диамет-
рам 15 мм в зависимости от величины давления герметизируемой среды Р2:
1,2 — длина уплотнителя соответственно 90 и 180 мм (кольцевой поршень
с наружным диаметром 90 мм и внутренним — 60 мм)

Таблица 2.5

Давление радиального поджима А, МПа, резинового уплотнительного
элемента наружным диаметром 80 мм с Е=5,0 МПа при герметизации
кабеля диаметром 11,15 мм в зависимости от величины износа
уплотнителя ЬП и величины давления герметизируемой
среды?]

Износ уплот- нителя Ът  ММ	Давление Р2, МПа, уплотнительного элемента при герметизации кабеля в зависимости от давления Рц МПа							
	0	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0
0	0	1,00	2,00	3,00	4,00	5,00	6,00	7,00
5	3,24	4,24	5,24	6,24	7,24	8,24	9,24	10,24*
10	7,45	8,45	9,45	10,45	11,45	12,45	13,45	14,45
15	12,80	13,80	14,80	15,80	16,80	17,80	18,80	19,80
20	19,40	20,40	21,40	22,40	23,40	24,40	25,40	26,40
Необходимое дополнительное давление радиального поджима
Р, МПа, резиновых уплотнительных элементов с Е = 5,0 МПа,
наружным диаметром 80,60 и 40 мм при герметизации кабеля
диаметром 11,15 мм в зависимости от величины износа
уплотнителя /»н

Износ уплотнителя, ММ	Необходимое давление Р при герметизации кабеля в зависимости от износа уплотнителя с наружным диаметром		
	80 мм	60 мм	40 мм
5	3,24	3,24	3,19
10	7,45	7,40	7,24
15	12,80	12,70	
20	19,40	19,30	

Как следует из табл. 2.6, величина необходимого дополнитель-
ного давления радиального поджима в рассмотренном интервале
практически одинакова для резиновых уплотнителей разного на-
ружного диаметра и увеличивается с ростом износа уплотнителя.

Зависимость относительной величины давления поджима (от-
ношения давления поджима к модулю упругости материала уплот-
нителя) резиновых уплотнителей наружным диаметром от 60 до 80 мм
от величины износа уплотнителя приведена на рис. 2.16.

Рис. 2.16. Зависимость отношения необходимого дополнительного давления
радиального поджима резиновых уплотнителей диаметром 60...80мм к модулю
упругости материала уплотнителя Е при герметизации кабеля диаметром
11,15 мм от величины износа уплотнителя Ьв
Введем понятие безразмерного коэффициента кратности дав-
ления поджима, равного отношению необходимого для выполнения
минимального условия герметизации (2.2) давления поджима уп-
лотнителя к давлению герметизируемой среды. Для устройств, в
которых для создания давления поджима используется избыточное
давление герметизируемой среды, величина этого коэффициента
характеризует необходимые параметры системы управления под-
жимом уплотнителя, в том числе параметры устройства для созда-
ния дополнительного регулируемого давления поджима.

В табл. 2.7 приведены значения коэффициентов кратности дав-
ления осевого поджима резинового уплотнителя с Е = 5,0 МПа на-
ружным диаметром 80 мм и длиной 90 мм при поджиме кольцевым
поршнем площадью 2198 мм2 при герметизации кабеля диаметром
11,15 мм для разных величин износа уплотнителя Ьи и давления
герметизируемой среды рассчитанные по формулам (2.36) и (2.39).

Таблица 2.7

Значения коэффициента кратности давления осевого поджима, отн. ед.,
резинового уплотнителя при герметизации кабеля диаметром 11,15 мм
(кольцевой поршень наружным диаметром 80 мм, внутренним 60 мм)
в зависимости от величин износа уплотнителя Ьи
и давления герметизируемой среды Р!

Износ уплотнителя А,„ мм	Значение коэффициента кратности давления осевого поджима резинового уплотнителя при давлении	МПа						
	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0
0	4,22	3,75	3,50	3,29	3,20	3,11	3,04
5	2,88	4,05	3,70	3,00	3,30	3,20	3,10
10	5,93	4,53	3,99	3,63	3,47	3,33	3,34
15	7,37	5,20	4,41	3,93	3,69	3,51	3,35
20	9,19	6,03	4,94	4,30	3,97	3,73	3,54

На рис. 2.17 и 2.18 показаны зависимости коэффициента крат-
ности давления осевого поджима рассмотренного резинового уп-
лотнителя при герметизации кабеля соответственно от величины
износа уплотнителя и от давления герметизируемой среды.

В табл. 2.8 сведены результаты расчетов коэффициентов крат-
ности давления радиального поджима резинового уплотнителя на-
ружным диаметром 80 мм при герметизации кабеля для разных ве-
личин износа уплотнителя и давления герметизируемой среды, вы-
полненные с помощью формулы (2.50).
Рис. 2.17. Зависимости коэффициента кратности давления
осевого поджима упругого уплотнителя сЕ = 5,0 МПа наруж-
ным диаметром 80 мм и длиной 90 мм при герметизации
кабеля диаметром 11,15 мм от износа уплотнителя Ь3:
1, 2, 3, 4, 5, б и 7 — при давлении герметизируемой среды
. . соответственно 1,0; 2,0; 3,0; 4,0; 5,0; 6,0 и 7,0 МПа (кольцевой
оо поршень наружным диаметром 80 мм, внутренним 60 мм)

Давление герметизируемой среды Рь МПа

Рис. 2.18. Зависимости коэффициента кратности давления
осевого поджима упругого уплотнителя сЕ = 5,0 МПа наруж-
ным диаметром 80 мм и длиной 90 мм при германизации кабе-
ля диаметром 11,15 мм от давления герметизируемой среды Д:
1,2,3,4,5 — при износе уплотнителя Ъя соответственно 0,5,10,
15 и 20 мм (кольцевой поршень наружным диаметром 80 мм,
внутренним 60 мм)
Значения коэффициента кратности давления радиального поджима,
отн. ед., резинового уплотнителя с Е=5,0 МПа наружным диаметром
80 мм при герметизации кабеля диаметром 11,15 мм в зависимости от
величии износа уплотнителя Ьа и давления герметизируемой среды Р{

Износ уплотнителя Л„, мм	Значение коэффициента кратности давления радиального поджима, отп. ед., резинового уплотнителя при давлении Р1, МПа						
	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0
0	1	1	1	1	1	1	1
5	4,24	2,62	2,08	1,81	1,65	1,54	1,46
10	8,45	4,73	3,48	2,86	2,49	2,24	2,06
15	13,80	7,40	5,27	4,20	3,56	3,13	2,83
20	20,40	10,70	7,47	5,85	4,88	4,23	3,77

Зависимости коэффициента кратности давления радиального
поджима резинового уплотнителя при герметизации кабеля от из-
носа уплотнителя и давления герметизируемой среды приведены
соответственно на рис. 2.19 и 2.20.

Из рассмотрения зависимостей (см. рис. 2.17—2.20), видно, что
как для осевого, так и для радиального поджима упругого уплотни-
теля коэффициент кратности давления поджима увеличивается с
ростом износа уплотнителя, причем в большей степени при малых
значениях давления герметизируемой среды.

Зависимости коэффициента кратности давления поджима с
увеличением давления герметизируемой среды выполаживаются,
причем с ростом давления герметизируемой среды зависимость ко-
эффициента кратности давления поджима от износа уплотнителя
уменьшается.

В качестве примера расчета уплотнителей из материалов, про-
являющих наряду с упругими и пластические свойства, рассмотрим
расчет радиального поджима уплотнителей кабеля из фторопласта-4
наружным диаметром 60 и 80 мм. Воспользуемся данными аппрок-
симации диаграммы растяжения фторопласта-4 в координатах «ис-
тинные относительные удлинения — истинные напряжения», при-
веденными в работе [70].

Фактическая диаграмма растяжения фторопласта-4 аппрокси-
мируется двумя наклонными прямыми, а именно: до 6,4 % истин-
ных удлинений

о = 210е,

(2.90)
Рис. 2.19. Зависимости коэффициента кратности давления
радиального поджима упругого уплотнителя сЕ = 5,0 МПа
наружным диаметром 80 мм и длиной 90 мм при гермети-
зации кабеля диаметром 11,15 мм от величин износа
уплотнителя Лв:

, .	1,2, 3,4,5,6 н 7—давление герметизируемой среда

й соответственно 1,0; 2,0; 3,0; 4,0; 5,0; 6,0 и 7,0 МПа

Рис. 2.20. Зависимости коэффициента кратности давления
радиального поджима упругого уплотнителя сЕ = 5,0 МПа
наружным диаметром 80 мм при герметизации кабеля
диаметром 11,15 мм от величины давления
герметизируемой среды Рг.

1,2,3,4 н 5 — износ уплотнителя Ьв
соответственно 0,5,10,15 и 20 мм
свыше 6,4 %

о = 0,148е+13,4.

(2.91)

Из (2.69) находим величину деформации сжатия уплотнителя в
окружном направлении, соответствующую 6,4 % истинных удли-
нений:

II л/з	л/з л	_ о/

|еч>| = -у е1 = у6»4 ~ 5>5 /о-

А*	А

Подставив найденное значение |еф| в (2.62), находим соответ-
ствующее значение о.

Затем для заданной начальной толщины уплотнителя 80 из
(2.89) находим величину его износа 6И, при достижении которого
при расчете давления поджима необходимо переходить от первой рас-
четной формулы (2.85) ко второй. Для данного примера Ьк = 0,31 мм.

Из сопоставления (2.90) и (2.91) с (2.84) находим, что в нашем
случае Еу = 210 МПа, Ег = 0,148 МПа, ат — 13,4 МПа.

Задавая с определенным шагом величину износа уплотнителя
Ьа, из (2.89) находим соответствующие значения толщины уплотни-
теля после деформации 8, а затем из (2.59) и (2.62) соответствую-
щие им значения истинных относительных удлинений на наружном
и внутренним контурах деформированного уплотнителя и ет ,
необходимые для расчета давления поджима по формулам (2.85).

Результаты расчета сведены в табл. 2.9, а зависимости необхо-
димого дополнительного давления радиального поджима уплотни-
телей из фторопласта-4 наружными диаметрами 60 и 80 мм при
герметизации кабеля от величины износа уплотнителя приведены
на рис. 2.21.

Начиная с некоторой величины износа, необходимое дополни-
тельное давление поджима уменьшается с увеличением износа уплот-
нителя, что объясняется превалирующим влиянием уменьшения ос-
таточной толщины деформируемого уплотнителя по мере его износа.

Как следует из результатов расчетов, для обеспечения герме-
тичности уплотнения кабеля и каната как при осевом, так и при ра-
диальном поджиме уплотнителя требуется создание достаточно
больших давлений поджима. Поскольку большое давление в системе
Значения толщины уплотнителя после деформации 5,
истинных относительных удлинений на внутреннем и наружном

контурах и необходимое превышение Р давления радиального
поджима над герметизируемым давлением в зависимости от износа
уплотнителя из фторопласта-4 наружным диаметром 60 и 80 мм
при герметизации кабеля диаметром 11,15 мм

Ьт мм	8, мм	, ед.	еТв, ед.	Р,МПа
Уплотнитель диаметром 60 мм				
0,31	17,32	-0,055	-0,273	18,98
5,00	15,00	-0,647	-0,381	17,98
10,00	11,12	-1,096	-0,590	15,73
15,00	4,95	-1,316	-1,050	9,74
Уплотнитель диаметром 80 мм				
0,31	28,90	-0,055	-0,151	22,44
5,00	27,30	-0,647	-0,198	22,19
10,00		-1,096	-0,278	21,63
15,00		-1,316	-0,400	20,62
20,00		-1,534	-0,593	18,85

снижает ее надежность, актуальной является задача уменьшения
давления в гидравлической системе управления устройствами гер-
метизации тяговых органов сваба.

Анализ полученных расчетных формул показывает, что вели-
чина необходимого для обеспечения герметичности уплотнения
давления поджима упругого уплотнителя пропорциональна модулю
упругости его материала. Поэтому одним из направлений снижения
давления поджима уплотнителей является применение материалов
с меньшим модулем упругости. Однако у материалов с меньшим
модулем упругости, как правило, меньше твердость. Зависимость
между модулем упругости и твердостью для резины [64] приведена
на рис. 2.22. Уменьшение твердости материала приводит к сниже-
нию его сопротивления износу. В связи с этим актуальной является
задача поиска и создания «мягких», но износостойких материалов
для уплотнителей подвижного кабеля и каната.
25,0

0	---------1-------------->---------------->---1

О 5	10	15	20	25

Износ уплотнителя Ь„ мм

Рис. 2.21. Зависимости необходимого дополнительного давления радиального
поджима уплотнителей из фторопласта-4 при герметизации кабеля
диаметром 11,15 мм от величины износа уплотнителя Ьв‘.

1,2—для уплотнителей с наружным диаметром соответственно 60 и 80 мм

Рис. 2.22. Зависимость между модулем упругости резины Е
и ее твердостью (по Шору)
Другими направлениями снижения давления в системе управ-
ления устройствами для герметизации тяговых органов сваба явля-
ются создание конструкций систем поджима, «усиливающих» уп-
равляющее давление непосредственно перед уплотнителем, и ис-
пользование для поджима уплотнителя избыточного давления гер-
метизируемой среды.

Возможные способы уменьшения давления в гидравлической
системе управления при осевом поджиме уплотнителя кабеля и ка-
ната конструктивными методами проиллюстрированы на рис. 2.23.

Степень снижения управляющего давления при последователь-
ной установке нескольких кольцевых поршней (см. рис. 2.23, б)
пропорциональна числу поршней, а в случае применения кольцево-
го поршня увеличенного диаметра (см. рис. 2.23, в) — коэффициен-
ту Кп, равному отношению площади этого поршня к площади
поршня базового варианта (см. рис. 2.23, а).

Поскольку давление поджима уплотнителей, необходимое для
герметизации тяговых органов сваба, превышает избыточное дав-
ление герметизируемой среды, для использования последнего в
системах поджима необходимо применение дополнительных уст-
ройств — гидравлических мультипликаторов. Устройство одного
из таких гидравлических мультипликаторов, предложенное автора-
ми книги, схематично показано на рис. 2.24.

Гидравлический мультипликатор содержит первый цилиндр 1 с
поршнем 2, соединенным штоком 4 с поршнем 7 меньшего диамет-
ра, размещенным в цилиндре высокого давления, установленном
соосно с первым цилиндром. Подпоршневая полость первого ци-
линдра 1 через штуцер 19 сообщается с полостью под уплотнением
тягового органа (например, с полостью лубрикатора), находящейся
под действием избыточного давления герметизируемой среды. По-
лость между поршнями 2 и 7 сообщается с атмосферой через «ды-
хательный» канал 18. Полость над поршнем 7 цилиндра высокого
давления 9 через штуцер 10 соединяется с полостью под кольцевым
поршнем в устройствах с осевым поджимом уплотнителя (напри-
мер, через штуцер 10 с полостью А на рис. 1.62; через штуцер 14 с
полостью под поршнем 4 устройства, показанного на рис. 1.62, и
др.), либо, в устройствах с радиальным поджимом уплотнителя, —
с полостью между наружной боковой поверхностью уплотнителя и
корпусом устройства (с внутренней полостью надувного элемента 7
через штуцер б в устройстве на рис. 1.64; с полостью между мем-
браной 8 и корпусом 21 через штуцер 4 в устройстве на рис. 1.65).
Рис. 2.23. Способы уменьшения величины управляющего давления
осевого поджима уплотнителя:

а — базовый вариант; б — последовательной установкой кольцевых поршней;
в — кольцевым поршнем увеличенного диаметра
Рис. 2.24. Гидравлический
мультипликатор:

1 — первичный цилиндр; 2, 7, 13 — порш-
ни; 3, 6, 11,12 — уплотнения; 4,8 — штоки;

5, 14 — полости, сообщенные с атмосфе-
рой; 9 — цилиндр высокого давления; 10 —
штуцер выходной; 15 — указатель износа уп-
лотнителя; 16, 18 — «дыхательные» каналы;

17 — штуцер подвода управляющего дав-
ления поджима; 19 — штуцер подвода гер-
метизируемого давления

Гидравлический мультипликатор
снабжен дополнительным цилин-
дром 14 с поршнем 13, связанным
штоком 8, герметизированным с по-
мощью уплотнения 11, с поршнем 7
мультипликатора (см. рис. 2.24). Под-
поршневая полость дополнительно-
го цилиндра сообщается через шту-
цер 17 с источником переменного
регулируемого давления, например с
ручным насосом. Полость над порш-
нем 13 дополнительного цилиндра
14 через «дыхательный» канал 16
сообщается с атмосферой. Размеры
мультипликатора выбираются таки-

ми, чтобы максимальный объем надпоршневой полости цилиндра
высокого давления 9 (при нижнем положении поршня 7) не превы-
шал начального объема неизношенных сменных уплотнительных
элементов (поз. 4 в устройстве на рис. 1.62; поз. 9 в устройстве на
рис. 1.63; поз. 8 в устройстве на рис. 1.64; поз. 9 в устройстве на
рис. 1.65). Для контроля степени износа сменных уплотнительных

элементов в процессе эксплуатации устройств и обеспечения воз-
можности получения информации о необходимости их своевре-
менной замены (что особенно важно в случаях радиального под-
жима уплотнителя через эластичную мембрану с целью ее предо-

хранения от непосредственного контакта с подвижным тяговым
органом), мультипликатор снабжен индикатором износа сменных
уплотнительных элементов, выполненным в виде указателя 15 по-
ложения (перемещения) поршня мультипликатора 7. Для дистанци-
онной передачи сигнала о состоянии (величине износа) уплотните-
лей мультипликатор может быть снабжен датчиком положения ука-
зателя 15 и системой передачи сигнала к месту размещения пульта
оператора. В исходном положении поршни мультипликатора 2, 7,
13 устанавливаются в крайнее нижнее положение. Полость цилин-
дра высокого давления 9 над поршнем 7 и упомянутые полости
устройств для герметизации тяговых органов, соединенные с этой
полостью, заполняются рабочей жидкостью, несжимаемой и неза-
мерзающей во всем температурном диапазоне эксплуатации (на-
пример трансформаторным маслом, жидкостью для гидросистем
типа АМГ и др.). Устройство для герметизации тягового органа
сваба с гидравлическим мультипликатором работает следующим
образом. Для обеспечения герметичности и очистки тягового орга-
на от скважинной жидкости при свабировании скважины от источ-
ника переменного давления (насоса) подают рабочую жидкость в
полость под поршнем 13 дополнительного цилиндра через штуцер
17 под давлением, минимально необходимым и достаточным для
плотного обжатия уплотнительными элементами тягового органа
сваба. При возвратно-поступательном движении тягового органа он
своей поверхностью изнашивает прижатые к нему уплотнительные
элементы. Объем уплотнительных элементов уменьшается на вели-
чину износа. Рабочая жидкость из полости цилиндра высокого дав-
ления 9 подается под давлением поршня 7, приводимого в действие
поршнем 13 через шток 8, на поджим изношенных уплотнительных
элементов, обеспечивая их плотное прижатие к поверхности тяго-
вого органа. По мере износа уплотнителей появляется утечка гер-
метизируемой скважинной жидкости, которая собирается и отво-
дится в сборную емкость. При увеличении утечки сверх допусти-
мой или при пропуске герметизируемой среды в атмосферу увели-
чивают давление от источника переменного давления на минималь-
но необходимую величину для восстановления герметичности. В
случае возникновения в скважине избыточного давления вступает в
работу поршень 2 мультипликатора. В результате давление в поло-
сти цилиндра 9 и, соответственно, давление поджима уплотнитель-
ных элементов к поверхности тягового органа автоматически уве-
личиваются (уменьшаются) в соответствии с ростом (уменьшением)
давления в скважине пропорционально отношению площадей порш-
ней 2 и 7 мультипликатора. При необходимости давление поджима
уплотнительных элементов может быть дополнительно увеличено
путем увеличения давления под поршнем 13 от источника пере-
менного давления. Благодаря связи поршня 13 с помощью штока 8
с поршнями мультипликатора 2 и 7, обеспечивается сложение уси-
лий, приложенных к поршню 7 со стороны поршней 2 и 13 и, таким
образом, возможность управления работой устройства путем изме-
нения давления источника переменного давления. Поскольку изме-
нение объема уплотнителя при его износе компенсируется подачей
рабочей жидкости из цилиндра высокого давления мультипликато-
ра, то уплотнительный элемент может оставаться работоспособным
при большой величине износа. Для предотвращения полного износа
уплотнительных элементов при работе устройства и предохранения
надувных элементов 7 (см. рис. 1.64) и мембраны 8 (см. рис. 1.65)
от контакта с поверхностью тягового органа, начальный объем по-
лости в цилиндре 9 над поршнем 7 (см. рис. 2.24) выбирается мень-
ше начального объема соответствующего уплотнительного элемен-
та. При достижении заданной предельно допустимой степени изно-
са уплотнителя рабочая жидкость из полости цилиндра 9 полно-
стью перетекает в соответствующую полость герметизирующего
устройства, поршень 7 доходит в цилиндре высокого давления до
упора и подача рабочей жидкости в уплотнение, а следовательно, и
дальнейшая деформация поджимаемого уплотнительного элемента,
прекращаются. Постоянный контроль за состоянием уплотнитель-
ных элементов (степенью износа) при работе устройства осуществ-
ляют визуально по величине выхода указателя 15 из цилиндра 14.
Возможность постоянного контроля состояния уплотнительных эле-
ментов обеспечивает высокую надежность работы устройства, по-
скольку позволяет своевременно принять меры к замене изношен-
ных уплотнительных элементов, не допуская неожиданной разгер-
метизации устья скважины. Соотношение площадей поршней 2 и 7
мультипликатора выбирается с учетом свойств материала уплотни-
тельных элементов, типа и размера герметизируемого тягового ор-
гана, конструктивных особенностей и размеров устройства.

В качестве примера рассмотрим методику подбора мультипли-
катора для случаев осевого и радиального поджима уплотнителя
при герметизации кабеля.

При решении задачи для осевого поджима упругого уплотни-
теля (см. рис. 2.4) воспользуемся данными табл. 2.2. Построим за-
висимости необходимого давления поджима от давления герметизи-
руемой среды для неизношенного уплотнителя (кривая а на рис. 2.25)
и для уплотнителя с заданным предельным износом, в нашем слу-
чае — с величиной износа 20 мм (кривая б на рис. 2.25).
Рис. 2.25. Иллюстрация к методу подбора параметров гидравлического муль-
типликатора при осевом поджиме упругого уплотнителя сЕ = 5,0 МПа (герме-
тизация кабеля диаметром 11,15 мм, длина уплотнителя 90 мм, наружный диа-
метр 80 мм, кольцевой поршень наружным диаметром 80 мм, внутренним 60 мм):
а, б — зависимости необходимого давления поджима Р2 от давления герметизи-
руемой среды Ри соответственно для уплотнителя с износом равным 0 и с износом
20 мм; г — зависимость давления, создаваемого мультипликатором от давления
герметизируемой среды при отношении площадей поршней, равном 3.

1 — область значений необходимого давления поджима Р2 при изменении величин
износа от 0 до 20 мм и давления герметизируемой среды от 0 до 7,0 МПа; 2 — об-
ласть значений составляющих давления поджима Р2, обеспечиваемых за счет муль-
типликатора при соотношении площадей его поршней, равном 3, при изменении
величины давления герметизируемой среды (давления под поршнем мультиплика-
тора большого диаметра) от 0 до 7,0 МПа; 3 — величина составляющей давления
поджима Р2, которую необходимо обеспечить за счет дополнительного источника

Соединим начало координат с точкой в (конечной точкой на
кривой а) прямой г. В аналитическом виде уравнение прямой г:

Р2=КМ-Р},

(2.92)

Здесь Кы = 3 есть необходимое отношение площадей поршней 2
и 7 (см. рис. 2.24) гидравлического мультипликатора для данного
случая. Это отношение является оптимальным, поскольку если в
данном случае принять Кы больше 3, то линия г пересечет кривую а,
и при давлении герметизируемой среды, большем, чем значение
196
Рис. 2.26. Иллюстрация к подбору гидравлического мультипликатора

при радиальном поджиме упругого уплотнителя сЕ = 5,0 МПа (герметизация
кабеля диаметром 11,15 мм, наружный диаметр уплотнителя 80 мм):

1, 2, 3,4,5 — требуемое давление поджима Р2 при изменении давления герметизи-
руемой среды от 0 до 7,0 МПа и величинах износа уплотнителя Ък соответственно
0,5,10,15 и 20 мм; б—область значений составляющей давления поджима Рг, обе-
спечиваемых мультипликатором при равных площадях поршней мультипликатора

давления, соответствующего этой точке пересечения, гидравличе-
ский мультипликатор будет создавать большее давление, чем необ-
ходимо для поджима уплотнителя, что приведет к ускоренному из-
носу уплотнителя. Если принять Кы меньше 3, то гидравлический
мультипликатор будет во всем рабочем диапазоне создавать мень-
шее давление, чем необходимо для поджима уплотнителя. Недос-
тающую часть давления поджима необходимо будет обеспечивать
за счет увеличения управляющего давления под поршнем 13 муль-
типликатора (см. рис. 2.24). Это приведет к увеличению рабочего
давления гидравлической системы управления, что также не жела-
тельно.

Иллюстрация к подбору параметров гидравлического мультип-
ликатора при радиальном поджиме упругого уплотнителя, постро-
енная с использованием данных табл. 2.5, приведена на рис. 2.26.
При радиальном поджиме величина Кы = 1 и требуется система
гидравлического управления с большим рабочим давлением, чем
при осевом поджиме аналогичного упругого уплотнителя.
2.4. Выводы

Наибольшее распространение для герметизации на устье сква-
жины при свабировании таких тяговых органов сваба, как стальной
канат или бронированный геофизический кабель, получили устрой-
ства, в которых в качестве герметизирующего элемента применяет-
ся цилиндрическая втулка из резины или иного подобного материа-
ла, помещенная в корпус. Для герметизации необходимо обеспече-
ние плотного прижатия герметизирующего элемента к поверхности
тягового органа, которое создается путем управляемого осевого
или радиального поджима герметизирующего элемента.

Формулы для определения усилий поджима уплотнительных эле-
ментов в узлах герметизации круглых штоков могут быть примене-
ны при решении задач герметизации стальных канатов, применяе-
мых в качестве тяговых органов сваба, при условии замены наруж-
ного диаметра каната эффективным диаметром. Эффективный диа-
метр каната несколько меньше наружного и равен диаметру глад-
кого цилиндра, который при обжатии уплотнителем обеспечивает
такую же площадь поперечного сечения сжатого уплотнителя, как ес-
ли бы обжатию был подвергнут данный канат со сложным рельефом
его поверхности. Величина эффективного диаметра зависит от кон-
струкции каната (числа прядей в его поперечном сечении) и для шес-
типрядного каната составляет около 0,7 от его наружного диаметра.

Получены расчетные формулы для определения необходимого
для герметизации каната усилия осевого поджима в зависимости от
размеров уплотнительного элемента, диаметра и конструкции кана-
та, величины износа уплотнителя, модуля упругости материала уп-
лотнительного элемента и давления герметизируемой среды.

Рассмотрен процесс деформации упругого уплотнительного
элемента в виде цилиндрической втулки в процессе радиального
поджима к герметизируемому канату при больших деформациях (за
пределами применимости закона Гука). С помощью энергетическо-
го метода Ритца получена аналитическая зависимость минимально
необходимого для герметизации каната давления радиального под-
жима упругого уплотнителя от его размеров, диаметра и конструк-
ции каната, величины износа уплотнителя, модуля упругости мате-
риала уплотнителя в области линейно-упругих деформаций и дав-
ления герметизируемой среды.

На основе установленных аналитических зависимостей между
упругими и пластическими свойствами материалов и величинами де-
198
формаций при радиальном поджиме цилиндрического уплотнитель-
ного элемента получены расчетные формулы для определения необхо-
димого давления радиального поджима при герметизации каната уп-
лотнительными элементами, выполненными из материалов, облада-
ющих наряду с упругими и пластическими свойствами с учетом вели-
чины износа уплотнителя, конкретной связи между напряжениями и
деформациями данного материала и давления герметизируемой среды.
Дан рекомендуемый порядок расчетов по предложенным формулам.

Приведены примеры расчетов осевого и радиального поджимов
уплотнителей для применяемых на практике при свабировании
скважин типоразмеров кабеля и каната, размеров и материалов уп-
лотнителей в широком диапазоне величины износа уплотнителя и
давления герметизируемой среды до 7,0 МПа. На основе анализа
результатов можно заключить следующее.

Усилия осевого поджима, необходимые для обжатия и герме-
тизации применяемых в качестве тяговых органов сваба кабеля
диаметром 11 мм и шестипрядного каната диаметром 15 мм близки.
Следовательно, для их герметизации может быть использовано од-
но устройство со сменными уплотнительными элементами, отли-
чающимися только начальным внутренним диаметром.

Необходимое давление осевого поджима упругого уплотнителя
растет с увеличением его износа и, в большей мере, с увеличением
давления герметизируемой среды.

Давление радиального поджима упругого уплотнителя также
растет с увеличением износа уплотнителя и давления герметизи-
руемой среды, однако, в отличие от осевого поджима, в большей
мере зависит от величины износа уплотнителя.

Давление осевого поджима упругого уплотнителя и степень его
роста с увеличением герметизируемого давления при неизменной
площади кольцевого поджимающего поршня снижаются с умень-
шением наружного диаметра уплотнителя.

Усилие осевого поджима упругого уплотнителя увеличивается
с увеличением длины уплотнителя, однако, в существенно меньшей
степени, чем при увеличении давления герметизируемой среды.

Величина необходимого превышения давления радиального
поджима упругого уплотнителя над давлением герметизируемой
среды увеличивается пропорционально модулю упругости мате-
риала уплотнителя, нелинейно растет при увеличении износа уп-
лотнителя и мало зависит от наружного диаметра уплотнителя (в
пределах его изменения от 40 до 80 мм).
Коэффициент кратности давления поджима, равный отноше-
нию давления поджима к давлению герметизируемой среды как для
осевого, так и для радиального поджимов, имеет существенно
большие значения при малых величинах давления герметизирован-
ной среды и увеличивается с ростом износа уплотнителя, причем
существенно интенсивнее для радиального поджима. С увеличени-
ем давления герметизируемой среды значения коэффициента крат-
ности уменьшаются и при достижении Ру значения 4,0—5,0 МПа
зависимости коэффициента кратности выполаживаются, а степень
зависимости коэффициента кратности от износа уплотнителя
уменьшается, особенно при осевом поджиме уплотнителя.

Существенный рост необходимого усилия поджима уплотните-
лей каната по мере увеличения давления герметизируемой среды, а
следовательно, и увеличение потребного рабочего давления источ-
ника при гидравлическом поджиме уплотнителя обусловливает по-
иск технических решений, направленных на снижение рабочего дав-
ления в системе управления узлами герметизации каната. Указанная
цель может быть достигнута за счет использования менее упругик
материалов уплотнительного элемента, например менее твердых
резин (45...50 ед. по Шору), у которых модуль упругости имеет
значение порядка 2,0—2,5 МПа, а также применения специальных
конструктивных решений, таких как увеличение диаметра поршня,
либо последовательная установка нескольких поршней, создающих
усилие осевого поджима уплотнителя. Кроме того, может оказаться
эффективным применение специального гидравлического мультип-
ликатора со ступенчатым поршнем, полость под поршнем большего
диаметра которого сообщена с герметизируемой средой, снабжен-
ного дополнительным цилиндром, связанным с гидросистемой уп-
равления поджимом уплотнителя каната.

Предложена конструкция управляемого гидравлического муль-
типликатора, снабженного указателем износа уплотнительного эле-
мента. Дана методика подбора параметров мультипликатора (ко-
эффициента повышения давления) к конкретным устройствам для
герметизации каната с осевым и радиальным поджимами и уплот-
нительных элементов.
ГЛАВА 3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ СВАБИРОВАНИЯ
СКВАЖИН

3.1. Способы и области применения подъема жидкости
из скважин свабами

Суть свабирования (рис. 3.1) состоит, как известно, в периоди-
ческом подъеме определенных порций жидкости из скважины при
последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соот-
ветствующем изменении глубины спуска сваба (или желонки со
свабом) при каждом последующем ходе.

Рис. 3.1. Способы подъема жидкости из скважин свабом:

а — свабирование по насосно-компрессорным трубам (НКТ);

б — свабирование без НКТ (по эксплуатационной колонне); в — свабирование
с помощью желонки в эксплуатационной колонне.

1 — устьевое оборудование; 2 — эксплуатационная колонна; 3 — колонна НКТ;

4 — гибкий тяговый орган; 5 — грузы; 6,7 — свабы; 8 — желонка
Различие способов состоит в том, что при свабировании с по-
мощью желонки высота поднимаемого столба жидкости ограниче-
на длиной желонки и по техническим причинам, как правило, не
может превышать 40...50 м, тогда как при обычном свабировании
эта величина измеряется сотнями метров и ограничивается прочно-
стными характеристиками свабов либо тягового органа и характе-
ристикой лебедки, приводящей в движение тяговый орган. Это обу-
словливает возможности применения рассматриваемых способов
подъема жидкости в различных технологических процессах при до-
быче нефти. В их число входят опробование, освоение скважин, ин-
тенсификация притока, а также пробная или постоянная эксплуата-
ция определенных категорий скважин (рис. 3.2).

ПОДЪЕМ ЖИДКОСТИ СВАБОМ

Вызов притока при освоении нефтяных скважин

Снижение уровня жидкости и регулируемый отбор
продукции скважин при проведении исследований

Очистка ствола скважины и призабойной зоны пласта
от загрязнений дренированием

Периодическая эксплуатация малодебитных
и необорудованных нефтяных скважин

Удаление из скважины и пласта продуктов реакции
при химических и комбинированных методах ОПЗ

Удаление из пласта и ствола скважины технологических
агентов после гидроразрыва пласта

Создание управляемых депрессий на пласт
при физических и комбинированных методах ОПЗ

Регулирование продвижения фронта вытеснения
управляемым отбором продукции скважин
________при термических и газовых МУН______

Удаление воды (конденсата) с забоев газовых скважин

Рис. 3.2. Области применения свабирования
Особенности вызова притока свабированием:

—	возможность плавного приложения и широкий диапазон ре-
гулирования депрессии на пласт;

—	исключение продавливания в пласт технологической жид-
кости из ствола скважины;

—	пожаровзрывобезопасность метода и экологическая чистота
процесса при условии обеспечения герметичности устья
скважины;

—	возможность использования автономного и мобильного ком-
плекса применяемого оборудования;

—	высокая производительность;

—	простота реализации, отсутствие необходимости в большой
номенклатуре технических средств;

—	совместимость с различными методами интенсификации
притока;

—	эффективность при высокой вязкости продукции скважины,
повышенном газосодержании, освоении скважин с парафи-
нистыми нефтями, с низкими пластовыми давлениями, со
слабосцементированными коллекторами, вскрывших слож-
нопостроенные залежи и т. п.

Ряд отмеченных достоинств позволяет помимо вызова притока
из пласта при освоении скважины также успешно применять сваби-
рование для очистки призабойной зоны от продуктов реакции по-
сле проведения химических обработок (в том числе и в комбинации
с физическими методами интенсификации притока, например ульт-
развуковым воздействием), очистки забоя от механических приме-
сей, выносимых из призабойной зоны пласта (особенно если невоз-
можна промывка забоя из-за поглощения промывочного раствора
ввиду хорошей проницаемости призабойной зоны или низкого пла-
стового давления), очистки призабойной зоны от механических
примесей, вносимых нагнетаемым в пласт агентом, обработки при-
забойной зоны физическими методами воздействия на пласт. При
термических методах увеличения нефтеотдачи пластов свабирова-
ние, наряду с вызовом притока, успешно применяется для регули-
рования продвижения фронта вытеснения теплоносителями и отбо-
ра продукции [73].

Свабирование с помощью желонки может быть эффективно
использовано на скважинах, вскрывших пласты с небольшой глу-
биной залегания и очень высокой вязкостью продукции, когда при-
менение других способов подъема жидкости весьма проблематично
или невозможно, например, при опробовании, освоении и эксплуа-
тации скважин, добывающих битумы [74].

Следующий процесс после освоения скважин — нефтедобыча.
В последние годы наметилась устойчивая тенденция к росту числа
малодебитных скважин и доли нефти, добываемой из них, в общей
добыче [75]. Основной способ эксплуатации малодебитных сква-
жин как в нашей стране, так и за рубежом — скважинные штанго-
вые насосы. Известно, что при снижении дебита скважин удельные
энергозатраты на подъем продукции установками скважинных
штанговых насосов (УСПШ) резко увеличиваются. Обусловленный
этим рост эксплуатационных затрат приводит к тому, что зачастую
добыча нефти из таких скважин становится нерентабельной. В ряде
случаев минимизации затрат можно достичь грамотным примене-
нием технологий периодической эксплуатации на основе свабиро-
вания [57, 58]. Такие технологии позволяют вовлечь в эксплуата-
цию не только малодебитные скважины из бездействующего фонда
нерентабельных скважин, но и получать дополнительную добычу
нефти из новых, временно необустроенных скважин, осуществлять
освоение, опробование и пробную эксплуатацию разведочных сква-
жин с целью уточнения технологических схем и проектов разработ-
ки нефтяных месторождений с существенной экономией затрат на
приобретение и монтаж насосного оборудования, подвод к скважи-
нам линий электропередач, сборных нефтепроводов и др.

В зависимости от решаемых задач определяется и режим сва-
бирования — созд аваемая на пласт депрессия, объем отбираемой жид-
кости, скорость свабирования, периодичность процесса, заглубление
сваба под уровень, нагрузка на тяговый орган и т. д. Авторами ра-
бот [76—80] предложен ряд эффективных и безопасных технологи-
ческих приемов свабирования скважин.

3.2.	Вызов притока продукции из пласта свабированием
при освоении скважин

Вызов притока при освоении нефтяных скважин, вышедших из
бурения или ремонта, — одна из основных областей применения
свабирования. Технология вызова притока свабированием при осво-
ении скважин согласована с органами Госгортехнадзора [24]. Ком-
плекс работ по освоению скважин должен обеспечивать [81]:

—	сохранение целостности скелета пласта в призабойной зоне;
—	герметичность цементного кольца за колонной;

—	предупреждение прорывов пластовой воды (подошвенной,
нижней и верхней) и газа из газовой шапки;

—	сохранность эксплуатационной колонны;

—	предотвращение неконтролируемых фонтанных проявлений;

—	сохранность, восстановление или повышение проницаемо-
сти призабойной зоны;

—	охрану окружающей среды и безопасность при проведении
всех работ.

Основными процессами, обусловливающими снижение прони-
цаемости призабойной зоны при строительстве и эксплуатации
скважин, являются:

—	поглощение несовместимых с породой и пластовыми флю-
идами буровых растворов, цементных растворов и их филь-
тратов, а также технологических жидкостей, используемых
при ремонтах скважин;

—	рост тангенциальных напряжений, смыкающих трещины и
. поры продуктивного коллектора в призабойной зоне вслед-
ствие перераспределения горного давления за счет дефор-
маций пластических пород при бурении скважины или смы-
кание трещин и пор за счет деформаций пород в результате
приложения определенной депрессии в скважине (для кар-
бонатных пород);

—	отложение в каналах продуктивного коллектора минераль-
 ных солей и твердых углеводородов при эксплуатации неф-
тедобывающих скважин;

—	отложение взвеси на фильтре и в призабойной зоне при
эксплуатации водонагнетательных скважин.

Свабирование при герметичном устье позволяет создавать плав-
ные, регулируемые и контролируемые депрессии на пласт, обеспе-
чивает выполнение всех требований, предусмотренных в комплексе
работ по освоению скважин в разных горно-геологических услови-
ях; встречающихся на практике.
3.3.	Выбор депрессии на продуктивный пласт
при вызове притока

Важную роль в процессе вызова притока при освоении скважин
играет правильный выбор величины депрессии на пласт. Необходи-
мость создания повышенной депрессии возникает при освоении сква-
жин с низким качеством вскрытия продуктивного пласта. Основной
причиной ухудшения коллекторских свойств пласта в призабойной
зоне считается проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы про-
мывочной жидкости в период вскрытия [82]. Повышенные депрессии
при неустойчивых коллекторах приводят к нарушению призабойной
зоны и могут вызвать слом эксплуатационной колонны и преждевре-
менный выход скважины из строя, а при наличии подошвенной воды
или близко расположенных водоносных пропластков — преждевре-
менное обводнение скважины. В карбонатных коллекторах повышен-
ные депрессии могут привести к смыканию трещин и пор. При
нормальных условиях, когда призабойная зона пласта не загрязне-
на, для притока жидкости из пласта достаточно соблюсти условие:

△^ = ^.-^.>0,	(3.1)

где ДР — минимальная депрессия, при которой начинается приток;

Рпл. — пластовое давление;

Р,ян — забойное давление.

Но в большинстве случаев вследствие снижения естественной
проницаемости призабойной зоны пласта из-за загрязнений для вы-
зова притока необходимо преодолеть дополнительное сопротивле-
ние и условие притока имеет вид:

ДР + ДР^Р^-Р^.,	(3.2)

где ДРд — депрессия, необходимая для преодоления дополнитель-
ных сопротивлений притоку из пласта из-за загрязнения
призабойной зоны.

При вызове притока депрессия на пласт должна создаваться
постепенно и не превышать расчетную величину. Резкая и чрез-
мерная депрессия на пласт увеличивает вероятность ускоренного
обводнения скважин по высокопроницаемым пропласткам из по-
дошвы пласта и из-за нарушения целостности цементного кольца. С
другой стороны, малая депрессия удлиняет сроки освоения скважи-
206
ны. Необходимая величина депрессии на пласт и скорость ее изме-
нения зависят от горно-геологических условий, характеристик про-
дуктивного пласта и свойств насыщающего его флюида. В любом
случае создаваемая депрессия не должна приводить к разрушению
цементного кольца и смятию эксплуатационной колонны.

Величина критического перепада давления на цементное коль-
цо на участке непроницаемых пород составляет в среднем 2,0 МПа
на 1 м [82]. Соответствующая величина максимально допустимой
депрессии на пласт по критерию прочности цементного кольца рас-
считывается по формуле



(3.3)

где Дйу— высота цементного крепления между осваиваемым и
невскрытым перфорацией ближайшем водоносным (или
обводнившимся) пластом, определяемая как сумма ин-
тервалов с хорошим сцеплением цементного камня с
породой и эксплуатационной колонной, м;

Рты.* — давление в невскрытом перфорацией водоносном (или
обводнившемся) пласте, ближайшем к осваиваемому,
МПа.

Цементный камень на участках слабопроницаемых пород на-
рушается и при более низких перепадах давления.

Перепад давления, воспринимаемый эксплуатационной колон-
ной против пласта с наибольшим пластовым давлением, не должен
превышать величины:

АР3=Рпл.+^к.-^л.6-Р-ДАп-105,

(3.4)

гдеРэк.— допустимый перепад давления на эксплуатационную

колонну, МПа (для колонн с условными диаметрами 146
и 168 мм принимается равным соответственно 20,0 и
15,0 МПа);

Лш.б— наибольшее давление во вскрытых и невскрытых пер-
форацией пластах, МПа;

ДЛП — расстояние от пласта с наибольшим пластовым давлени-
ем до интервала перфорации, м (при расположении пла-
ста с наибольшим пластовым давлением ниже осваивае-
мого, принимается ДЛП = 0);

р — плотность жидкости в скважине, кг/м3.
3.4.	Технология вызова притока из пласта в скважину
свабированием

При вызове притока в нефтедобывающих скважинах свабиро-
ванием по колонне подъемных труб, в скважину до уровня вскры-
того пласта спускается предварительно прошаблонированная ко-
лонна НКТ с установленным на конце седлом для клапана или ог-
раничительной муфтой. Устье скважины обвязывается по одной из
рекомендуемых схем [24] (см. рис. 1.45). Выкидная линия скважины
подключается к приемной емкости или нефтесборному коллектору.
После обвязки устья скважины устьевое оборудование и выкидная
линия должны быть опрессованы давлением, превышающим воз-
можное при свабцровании давление в скважине не менее чем на 10 %.

Уровень жидкости в скважине снижается периодическим под-
нятием свабом порций жидкости до величины, создающей возмож-
ную и допустимую для данной скважины депрессию на пласт. По-
сле достижения заданного уровня жидкости отбор ее из скважины
прекращается и прослеживается восстановление уровня до отметки,
заданной геологической службой. Затем уровень вновь снижается сва-
бированием до заданной величины и прослеживается восстановле-
ние уровня в скважине. Циклы свабирования и прослеживания вре-
мени восстановления уровня повторяются до стабилизации притока
из пласта, которая определяется по наложению кривых восстанов-
ления уровня. По данным, полученным при свабировании, опреде-
ляется ожидаемый дебит скважины для подбора глубинного насоса.

Например, при вызове притока в конкретной скважине с эксплу-
атационной колонной условным диаметром 146 мм в течение 24 ч
проводятся три операции свабирования с паузами, во время кото-
рых осуществляется контроль за изменением уровня в скважине.
До начала процесса скважина до устья заполнена технологической
жидкостью. Первый цикл свабирования длится 5 ч, уровень жидко-
сти снижается до проектной отметки 800 м. Пауза длится 9 ч, за
которые уровень в скважине поднимается до 725 м. Следующий
цикл снижения уровня до проектной величины 800 м длится 2 ч.
Скважину оставляют на приток на 6 ч. За это время уровень жидко-
сти в скважине поднимается до 750 м. В течение третьего цикла
свабирования уровень снижается до 800 м за 1 ч. Скважина стоит
на притоке в течение 1,5 ч, уровень поднимается до 787 м. На этом
процесс свабирования заканчивается, и производится количествен-
ная оценка ожидаемого дебита скважины. Объем участка эксплуа-
тационной колонны условным диаметром 146 мм длиной 1 м со-
ставляет 0,0132 м3. Следовательно, во время первого цикла за 9 ч в
скважину притекло 0,99 м3 жидкости (рост уровня на 75 м), что со-
ответствует дебиту скважины 2,64 м3/сут, во втором цикле подъем
уровня составил 50 м за 6 ч, объем поступившей из пласта жидко-
сти — 0,66 м3, в пересчете на сутки дебит такой же, как и в первом
цикле — 2,64 м3/сут. В третьем цикле объем притока за 1,5 ч —
0,17 м3, что в пересчете на сутки составляет 2,75 м3/сут. Таким об-
разом, в данном случае, установка СШН должна подбираться из
расчета дебита скважины 2,6—2,7 м3/сут.

На скважинах, где достичь ожидаемой величины дебита сваби-
рованием не удается, применяют методы интенсификации притока
(химические, физические или комплексные). После обработки при-
забойной зоны с применением химических реагентов (кислотные и
другие методы) из скважины свабированием удаляется объем жид-
кости не менее объема скважины плюс полтора объема всех зака-
чанных технологических жидкостей (жидкость глушения, кислот-
ный раствор, продавочная жидкость и др.) [24]. Вторым необходи-
мым условием для окончания процесса свабирования скважин, на
которых проводилась кислотная обработка призабойной зоны пла-
рта, является установление значения водородного показателя рН
поднимаемой жидкости в пределах 6,5...7,0 соответствующего ней-
тральной среде.

При очистке забоя от механических примесей свабирование
проводится на максимально возможной скорости для снижения ве-
роятности осаждения механических примесей в подъемном лифте.
Объем свабирования определяется допустимым конечным содер-
жанием механических примесей в поднимаемой жидкости, но не
должен быть менее полуторакратного объема скважины.

В ряде случаев, в частности при вызове притока из коллекторов
трещинного типа, высоковязких, парафинистых нефтей, эффектив-
но сочетание свабирования с применением физических методов воз-
действия на призабойную зону пласта, в частности гидроимпульс-
ных методов [81, 84—86].
3.5.	Периодическая эксплуатация нефтедобывающих
скважин свабированием

Свабирование может применяться и как способ подъема про-
дукции при периодической эксплуатации скважин. ТатНИПИнеф-
тью ОАО «Татнефть» разработана технология добычи нефти из ма-
лодебитных и необорудованных скважин с применением агрегатов
для свабирования [57].

При эксплуатации добывающих скважин весьма важен пра-
вильный выбор забойного давления. Безусловным, так же как и при
вызове притока, является соблюдение ограничений, накладываемых
прочностью цементного кольца и эксплуатационной колонны сква-
жины. С другой стороны, в отличие от эксплуатации скважин глу-
бинными насосами способы подъема жидкости свабом не критичны
к наличию в продукции скважин свободного газа. Поэтому уровни
жидкости в скважинах без снижения эффективности откачки могут
опускаться ниже значений, при которых давление на приеме скважин-
ного насоса превышает либо равно давлению насыщения нефти газом.
Предельно допустимое забойное давление при этом, кроме уже упо-
мянутых факторов, лимитируется возможностью разгазирования
пластового флюида в призабойной зоне, и определяется для каждо-
го пласта на основе анализа индикаторных диаграмм, полученных в
результате гидродинамических исследований [87]. Например, для
пласта Д1 Ромашкинского месторождения предельно допустимое
забойное давление, при котором приток в скважину достигает мак-
симума, составляет 5,0...6,0 МПа (при давлении насыщения нефти
газом 9,0 МПа), для пласта С1В® Бавлинского месторождения соот-
ветственно 3,75.. .4,75 МПа (при давлении насыщения 5,6 МПа) [87].

3.6.	Некоторые рекомендации по выбору режима
и технологических параметров свабирования

С какой бы целью ни осуществлялось свабирование, до начала
процесса с помощью эхолота (см. раздел 1.4) определяется уровень
жидкости в скважине, который в дальнейшем контролируется в те-
чение всего процесса. Оперативный контроль уровня в ходе сваби-
рования может также приближенно осуществляться по указателю
положения сваба в скважине в момент его входа в жидкость при
ходе вниз, сопровождаемый характерным уменьшением натяжения
тягового органа сваба. Кроме того, уровень в скважине может оп-
ределяться по указателю глубины с помощью контроля изменения
разрежения в подъемном лифте над свабом при ходе вниз [78]. Зна-
ние уровня жидкости в скважине позволяет осуществлять заглуб-
ление сваба при каждом ходе на заданную величину, зависящую, в
частности, от конструкции сваба и уровня жидкости в скважине.
Допустимое давление поднимаемого столба жидкости на свабы кор-
зинчатого типа составляет обычно порядка 30,0...40,0 МПа. Для
свабов плашечного типа ограничений со стороны сваба, как прави-
ло, не накладывается, и максимальная высота поднимаемого столба
жидкости Датах (при свабировании по НКТ — высота столба жид-
кости над свабом в момент его выхода при подъеме из под уровня
жидкости в скважине) ограничивается прочностью тягового органа
сваба и тяговым усилием лебедки подъемного агрегата.

Спуск сваба в скважину осуществляется под действием собст-
венного веса и веса грузов со скоростью не более 5 м/с. При боль-
шей скорости сложно управлять процессом спуска. Например, при
резком замедлении скорости сваба по причине, не зависящей от
бператора, возможны прославление тягового органа сваба, образо-
вание «жучков» на канате или кабеле, рывки и другие нежелатель-
ные явления. Перед входом в жидкость, прохождением суженных
участков колонны, скорость спуска снижается до 2,0...3,0 м/с. Ско-
рость подъема сваба со столбом жидкости определяется возможно-
стями лебедки подъемного агрегата и состоянием НКТ, но, как пра-
вило, не должна превышать 5 м/с. При первом ходе сваба на новую
глубину, пока не определено наличие и расположение суженных
участков в подъемной колонне, скорость движения сваба ограни-
чивается до величины порядка 2 м/с. При любых скоростях спуска
сваба не допускается прослабление тягового органа. Чем выше
скорость сваба и чем глубже его погружение под уровень жидко-
сти, тем больше объем поднимаемой жидкости за один ход сваба,
и соответственно, производительность свабирования. Величина
погружения сваба под уровень ограничивается допустимой для
данного сваба величиной Н^та*. В скважинах с высоким началь-
ным уровнем жидкости Яо» когда Яо < Яжтах, для увеличения про-
изводительности свабирования по НКТ на начальном этапе про-
цесса может применяться следующий технологический прием
[24]. Сваб погружают под уровень жидкости на глубину, превы-
шающую Яж тах, но не более, чем на величину Нпогр, определяемую
поформуле
гг С/кольц. УнКТ Х^жлпах ^0)
"погр. “	„

ГНКТ

(3.5)

где Лольц. и Ункт — площади поперечного сечения соответственно
межтрубного кольцевого пространства и внут-
реннего канала НКТ, м2.

Поскольку площадь поперечного сечения межтрубного про-
странства в несколько раз превышает площадь сечения внутреннего
канала НКТ, при высоком уровне жидкости в скважине можно за-
глубляться свабом под уровень на значительную величину и под-
нимать за 1 ход больший объем жидкости. Свабирование с повы-
шенным заглублением сваба под уровень жидкости можно произ-
водить до снижения уровня в скважине до величины

В скважинах, где из-за большого поступления притока из пла-
ста не удается достичь необходимого снижения уровня в процессе
создания депрессии на пласт свабированием с применением имею-
щейся техники, если позволяет прочность сваба и тягового органа,
рекомендуется применение насосного режима откачки свабом (без
выхода сваба из под уровня жидкости), как более производительно-
го по сравнению с режимом свабирования. Для реализации насос-
ного режима на нижнем конце колонны НКТ устанавливается об-
ратный клапан. Откачка жидкости производится при возвратно-по-
ступательном движении сваба в нижней части НКТ с длиной хода
от нескольких десятков до сотен метров без выхода сваба (при ходе
вверх) из-под уровня жидкости в скважине.

При необходимости создания большой депрессии на пласт по
мере снижения уровня жидкости в скважине он приближается к
нижнему концу колонны НКТ. Поскольку глубина спуска сваба ог-
раничена длиной колонны НКТ, погружение сваба под уровень жид-
кости, а следовательно, и первоначальный объем жидкости над сва-
бом уменьшаются. Возрастающие по мере увеличения высоты подъ-
ема жидкости утечки между свабом и НКТ могут сравняться с перво-
начальным объемом жидкости над свабом, и дальнейшее снижение
уровня в скважине станет невозможным. В случаях, когда прочность
тягового органа или имеющегося сваба не достаточна для реализа-
ции насосного режима откачки, может оказаться целесообразным
комбинированный режим свабирования [24]. Суть этого технологи-
ческого приема заключается в том, что в нижней части НКТ в насос-
ном режиме (без выхода сваба из под уровня жидкости) за несколько
ходов над свабом «набирается» столб жидкости, равный или близкий
212
к предельно допустимому для данного сваба Нжхв^, после чего произ-
водится подъем «набранного» столба жидкости до устья скважины.

Из соображений безопасности сваб при подъеме не доводится
до устья на некоторую величину, обычно составляющую не менее
10 м. При ходе сваба вниз давление поджима уплотнительных эле-
ментов тягового органа сваба обычно снижается для уменьшения
силы трения в устройстве для его герметизации. При ходе сваба со
столбом жидкости вверх давление поджима уплотнительных элемен-
тов тягового органа сваба увеличивается до величины, исключающей
утечки скважинной жидкости и загрязнение окружающей среды.

В зависимости от поставленной цели, свабирование заканчивается
после начала фонтанирования скважины, подъема из скважины задан-
ного объема жидкости, стабилизации притока из пласта, достижения
постоянства состава поднимаемой жидкости (постоянной минерали-
зации попутной воды) и т. д. В случае неожиданного бурного прояв-
ления скважины, для предотвращения неконтролируемого подъема
сваба выкидная линия скважины закрывается, а выход из межтрубного
пространства скважины открывается для обеспечения возможности
фонтанирования по этому каналу с большой площадью проходного
сечения. Сваб поднимается с малой скоростью. При невозможности
подъема сваба, скважина глушится через межтрубное пространство.

3.7.	Технологические приемы свабирования скважин
разных категорий по НКТ

Схемы компоновки оборудования при реализации различных тех-
нологических приемов свабирования скважин приведены на рис. 3.3.
Базовый вариант представлен на рис. 3.3, а. По схеме на рис. 3.3, б
оборудование компонуется при освоении скважин, в которых ис-
ключены фонтанные проявления и избыточное давление на устье
после освоения.

Применение всасывающего клапана 18 обеспечивает работу без
выхода сваба из-под уровня жидкости в наиболее производительном
насосном режиме. В то же время, клапан не препятствует и откачке из
скважины в режиме свабирования, когда сваб при ходе вверх выходит
из-под уровня жидкости. Режим свабирования позволяет регулировать
нагрузку на тяговый орган величиной погружения под уровень при
каждом ходе и, при ограниченной прочности тягового органа, может
быть единственно возможным, особенно при наличии осложнений,
приводящих к дополнительным нагрузкам (при кривизне скважи-
ны, высокой вязкости продукции, состоянии внутренней поверхно-
сти НКТ, вызывающем повышенное сопротивление движению сва-
ба и т. п.). После окончания процесса клапан может быть извлечен
из скважины агрегатом для свабирования при помощи установлен-
ного под свабом ловителя клапана 17.

Для освоения скважин, вскрывших сложнопостроенные зале-
жи, в частности, когда имеется опасность подтягивания воды или га-
за при вызове притока, используется схема (см. рис. 3.3, в), обеспечи-
вающая освоение при постоянном уровне жидкости (а, следователь-
но, и депрессии на пласты) путем применения специального накопи-
тельного стакана (колонны труб, заглушенной снизу) 19, из которого
ведется откачка жидкости свабом. При этом, если отбор жидкости
при свабировании не меньше чем приток из пласта при уровне в сква-
жине, соответствующем верхнему торцу стакана, изменение уровня в
стакане в процессе откачки не влияет на уровень в скважине.

Величина депрессии для конкретной скважины в зависимости
от геолого-технических условий задается местом установки стакана
в скважине относительно продуктивного пласта.

В скважинах, где ограничение темпов отбора жидкости при ос-
воении обусловлено величиной нагрузки на тяговый орган, произво-
дительность может быть повышена путем обеспечения оперативного
контроля уровня жидкости в скважине и величины погружения сваба
под него, что позволяет при каждом ходе обеспечивать оптимальное
погружение сваба, а следовательно, и наибольшую производитель-
ность при данной прочности тягового органа. На рис. 3.3, г приведе-
на схема компоновки оборудования для реализации способа, при ко-
торой во время спуска сваба ведется контроль за разрежением в пен
лости труб над свабом [76, 78]. В момент погружения сваба под уро-
вень жидкости происходит прекращение изменения величины раз-
режения. При этом глубина уровня определяется по указателю глу-
бины в кабине оператора агрегата. Дальнейший спуск сваба на задан-
ную глубину под уровень жидкости ведется с контролем погружения
по указателю глубины. В глубоких скважинах при большом снижен
нии уровня контроль разрежения под свабом затруднен из-за малой
его величины. В таких случаях эффективен вариант способа, при ко-
тором во время спуска сваба в полость над ним осуществляется под-
сос газа через дросселирующий канал при непрерывном контроле
перепада давления на нем. О входе сваба в жидкость судят по паде-
нию перепада давления на канале, который имеет место вследствие


Рис. 3.3. Технологические приемы свабирования скважин. Схемы компоновки
оборудования:

а—общий случай; б—упрощенная схема; в — с поддержанием уровня в сква-
жине; г, д — с оперативным контролем уровня по разрежению над свабом; е — со
спущенным элекгропогружным насосом; ж—с созданием циклов ретулируемых
репрессий на пласт; з — с многоцикловыми обработками призабойной зоны труб-
ным испытателем пластов; и — со спуском сваба в пустую колонну.

1 — сальник; 2, 3 — секции лубрикатора; 4 — спайдер; 5 — превентор рабочий;
6 превентор аварийный; 7 — запорный орган с дистанционным управлением;
5 — устьевая арматура; 9 — обратный клапан; 10 — эксплуатационная колонна;
11— колонна насосно-компрессорных труб; 12 — лента; 13 — сваб; 14 — якорь;
15 — грузы; 16 — ограничительная муфта; 17 — ловитель клапана; 18 — всасы-
вающий клапан; 19 — накопительный стакан; 20 — вакуумметр; 21 — дифферен-
циальный манометр; 22 — дроссель; 23 — ловитель заглушки; 24 — съемная
заглушка; 25 — электропогружной насос; 26—перепускной клапан; 27—кабель;
28 — пакер; 29 — подвеска колонны труб с испытателем пластов; 30 — трубный
испытатель пластов с пакером; 31 — нормально-закрытый клапан
прекращения изменения объема полости над свабом. Поскольку вели-
чина перепада давления на дросселирующем канале не зависит от глу-
бины уровня жидкости, описанный вариант способа предпочтителен
при больших величинах снижения уровня. Схема оборудования устья
скважины для реализации этого способа приведена на рис. 3.3, д.

В скважинах, эксплуатируемых электропотружньгми насосами
(центробежными, диафрагменными, винтовыми), нередки случаи вы-
хода из строя насосной установки в период освоения скважины из-за
загрязнения насоса, нарушения теплового режима погружного элек-
тродвигателя при слабом притоке, при перегрузке во время откачки
тяжелой технологической жидкости и т. п. На рис. 3.3, е приведена
схема компоновки оборудования при освоении скважин с электропо-
гружными насосами, в которой для повышения надежности запуска
насоса технологическая жидкость откачивается из скважины в обход
элекгропогружного насоса свабом, а запуск насоса в работу осуществ-
ляется на чистой скважинной жидкости в расчетном режиме, причем
пусковой ток погружного электродвигателя может быть значительно
снижен ври запуске насоса во время подъема сваба, который ведется
со скоростью, равной или большей скорости подъема жидкости в ко-
лонне при номинальном режиме работы насоса [80]. Над насосом ус-
танавливается съемная заглушка 24 и перепускной клапан 26, через
который технологическая жидкость поступает в колонну труб в обход
насоса. Перед запуском насоса заглушка 24 снимается агрегатом при
помощи ловителя 23, укрепленного на грузах или свабе. После за-
пуска насоса сваб, грузы и заглушка извлекаются из скважины через
лубрикатор без остановки насоса и без разгерметизации скважины.

В скважинах с загрязненной призабойной зоной эффективно
освоение с приложением регулируемых глубоких циклических де-
прессий на пласт. Для этой цели предложена схема, показанная на
рис. 3.3, ж. Величина депрессии регулируется в каждом цикле ско-
ростью подъема сваба. При подъеме сваба со скоростью, превы-
шающей скорость подъема притекающей из пласта жидкости в ко-
лонну насосных труб, депрессия может достигать величины, близ-
кой к пластовому давлению. При снятом всасывающем клапане 18
схема позволяет воздействие на пласт приложением чередующихся
депрессий и репрессий. При этом сваб во время хода вверх не дово-
дится до устья скважины на определенную величину. При ходе вниз
нагнетательный клапан сваба не открывается до тех пор, пока давле-
ние под свабом, создающее репрессию на пласт, не достигнет вели-
чины давления остаточного столба жидкости над свабом. Таким об-
разом, величина репрессии при каждом цикле и ее изменение от
цикла к циклу легко регулируются в широких пределах. Процесс кон-
тролируется оператором по указателю глубины и приборам контро-
ля скорости движения сваба и нагрузки в тяговом органе сваба.

На рис. 3.3, з показана схема компоновки оборудования для со-
вместного применения трубного испытателя пластов и комплекса
оборудования для свабирования. Способ обеспечивает проведение
многоцикловых обработок призабойной зоны и глубокое дрениро-
вание пласта при освоении скважин без подъема насосных труб.

В скважинах с высоковязкой продукцией освоение осложнено
малой скоростью спуска сваба в вязкой среде. Для освоения таких
скважин предложен способ, при котором спуск сваба ведется в пус-
тую, т. е. не заполненную вязкой средой, колонну [79]. Схема компо-
новки оборудования для реализации способа показана на рис. 3.3, и.
На нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб устанав-
ливается нормально закрытый клапан 31, открываемый при взаи-
модействии со свабом. При ходе сваба вверх клапан закрывается, и
колонна труб под свабом остается не заполненной вязкой жидко-
стью. Последующий ход сваба вниз может выполняться с доста-
точно высокой скоростью, не ограниченной вязкостью продукции
скважины на большей части хода. Спуск сваба ведется до упора в
клапан, который ври этом открывается и происходит заполнение
колонны насосно-компрессорных труб жидкостью, поступающей
из затрубного пространства и пласта. После набора в колонне над
свабом достаточного количества жидкости производится подъем
сваба. В дальнейшем циклы повторяются. Перепад давления между
затрубным пространством и пустой колонной насосно-компрессор-
ных труб обеспечивает быстрое заполнение колонны. При этом пласт
оказывается под воздействием волн депрессии, интенсифицирую-
щих приток. Если в скважине имеется зумпф и геолого-технические
условия не накладывают ограничений на минимальную величину
депрессии (например, неглубокие скважины, вскрывающие битумо-
насыщенные пласты), то возможно длительное дренирование пла-
ста при максимальной депрессии с поддержанием уровня жидкости
у кровли пласта, накоплением и откачкой ее из зумпфа (рис. 3.3, и).
Схема позволяет также реализовать способ подъема жидкости из
скважин, в которых с продукцией поступает большое количество
свободного газа, например при освоении скважин в зоне влияния
термических методов повышения нефтеотдачи пластов.
3.8.	Свабирование по эксплуатационной колонне скважины
с помощью желонки

Схема свабирования с помощью желонки приведена на рис. 3.4.
Суть способа состоит в том, что подъем жидкости в скважине до ее
устья производится в сосуде (желонке), дном которого является
сваб, а вытеснение поднятой жидкости из желонки осуществляется
свабом путем его подъема внутри желонки [56].

Рис. 3.4. Схема свабирования с помощью желонки:

а — спуск сваба в желонку; б — спуск в скважину и заполнение желонки;
в — вытеснение жидкости из желонки свабом.

1 — продуктивный пласт; 2 — скважинная жидкость; 3 — эксплуатационная ко-
лонна; 4 — желонка; 5 — груз; 6 — сваб; 7 — канат; 8 — соединительный узел;

9 — устьевое оборудование; 10 — фиксатор каната
Желонка представляет собой длинный цилиндрический сосуд,
собираемый при спуске в скважину из труб максимально возмож-
ного диаметра, обеспечивающего беспрепятственный спуск в сква-
жину. Например, для скважин с эксплуатационной колонной ус-
ловным диаметром 146 мм желонка собирается из труб с наружным
диаметром 114 мм, соединенных муфтами с наружным диаметром
122 мм [57]. Снизу у желонки имеется упор, препятствующий вы-
ходу из нее сваба, а вверху — узел временной фиксации тягового
органа сваба относительно желонки, приводимый в действие на
время спуска и подъема желонки со свабом в скважине и освобож-
дающий тяговый орган на время движения сваба в желонке вверх
(при вытеснении жидкости из желонки) и вниз (при приведении в
исходное положение перед спуском желонки в скважину). Сваб в
желонке опускается вниз под действием своего веса и веса допол-
нительного груза, который в нижнем положении сваба выходит
вниз из желонки, чтобы не занимать ее полезный объем. Спуск же-
лонки со свабом в скважину производится на тяговом органе сваба
агрегатом для свабирования со скоростью, которая выбирается в
зависимости от состояния эксплуатационной колонны, технической
характеристики лебедки, квалификации оператора и при которой
исключается прославление тягового органа. Вход желонки в жид-
кость сопровождается характерным уменьшением натяжения тяго-
вого органа, поэтому при подходе желонки к предполагаемому
уровню жидкости скорость спуска заблаговременно снижается.
Желонка погружается в жидкость на всю длину и после заполнения
поднимается к устью, где герметично фиксируется в устьевом обо-
рудовании. Тяговый орган освобождается, и жидкость вытесняется
из желонки свабом в приемную емкость или нефтесборный коллек-
тор. После подъема заданного количества жидкости желонка со
свабом извлекается из скважины и транспортируется подъемным
агрегатом для свабирования к следующей скважине.

При постоянной эксплуатации таким способом группы сква-
жин каждая из них может быть оборудована собственной, остав-
ляемой в скважине желонкой.

Теоретически, производительность подъема жидкости свабом с
помощью желонки ниже, чем свабирования по колонне труб. В то
же время желонка может быть поднята к устью скважины практи-
чески без потерь жидкости и теоретическая производительность
способа вполне может быть достигнута на практике. Поэтому при
условии технической реализации комплекса оборудования для подъ-
ема продукции с помощью желонки большой длины (30 м и более),
способ по производительности может конкурировать со свабирова-
нием по колонне НКТ, особенно при эксплуатации неглубоких
скважин (скважин, где не требуется значительного снижения уров-
ня), в том числе с высоковязкой продукцией.

К этой категории относятся скважины, пробуренные на неглу-
боко залегающие горизонты с тяжелой, высоковязкой нефтью (би-
тумные скважины). С целью вовлечения в эксплуатацию неглубо-
ких малодебитных простаивающих битумных скважин без привле-
чения дополнительных средств на обустройство месторождений
может быть использован представленный способ подъема продук-
ции скважин свабом с помощью желонки. Технологический про-
цесс может проводиться на битумных месторождениях, разрабаты-
ваемых как на естественном режиме (ври наличии притока из пла-
ста), так и при термических методах воздействия. Спуск-подъем ос-
тавляемой в скважине желонки осуществляется на гибком тяговом
органе (стальном канате, геофизическом кабеле или стальной лен-
те) передвижным подъемным агрегатом при герметичном устье.
Откачка скважинной жидкости может вестись в передвижную ем-
кость или сборный коллектор (при его наличии). Один передвижной
агрегат может обслуживать последовательно несколько скважин.

Для разработки практических рекомендаций по выбору обору-
дования, режимов и параметров свабирования в различных услови-
ях необходимо знание особенностей расчета производительности
свабирования и учета влияния на нее притока из пласта, свойств
откачиваемой жидкости, параметров откачки и характеристик обо-
рудования, методик расчета основных технологических парамет-
ров, учитывающих существенные особенности процесса, обуслов-
ленные взаимодействием механической, гидромеханической и
фильтрационной систем. Этим вопросам, а также оценке коммерче-
ской эффективности применения свабирования для эксплуатации
малодебитных и необорудованных скважин посвящены следующие
главы книги.
ГЛАВА 4. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ПРОЦЕССОВ
СВАБИРОВАНИЯ СКВАЖИН

4.1. Теоретическая производительность
и время подъема жидкости из скважин свабом
при неустановившемся режиме откачки

В первом приближении можно пренебречь притоком жидкости
из пласта в скважину за время снижения уровня в ней от начально-
го до заданного конечного в каждом цикле откачки, а также утеч-
ками при свабировании. С учетом принятых допущений математи-
ческая модель процесса может быть построена следующим образом.

Примем за положительное направление оси координат от устья
скважины к забою. Так как по определению производительность есть

(4.1)

!

где Рыв. — отбираемый из скважины объем жидкости, м3;

I — общее время откачки, ч,

а объем жидкости, который предполагается отобрать из скважины

л 2

^.=(Якон.-Янач.)~^,	(4.2)

4

где Ннач., Якон. — начальный и конечный уровни жидкости в сква-
жине, м;

с?кол.— внутренний диаметр эксплуатационной колон-
ны, м,

то, считая среднюю скорость движения сваба (желонки) во всех
циклах постоянной, выражение для общего времени откачки в ча-
сахможно записать в виде

АН 1
о 3600’

(4.3)

где ЛЯ— суммарное расстояние, проходимое свабом (желонкой)
при снижении уровня с Янач. ДО ЯЮн., м;
V — средняя скорость сваба (желонки), м/с.

Учитывая (4.2) и (4.3), уравнение (4.1) можно преобразовать к
виду

282^,-Я^)^
АЯ

(4.4)

где О — производительность, м3/ч.

В ходе последовательного ступенчатого снижения уровня жид-
кости в скважине и соответствующего изменения глубины спуска
сваба или желонки при каждом последующем ходе расстояния,
проходимые свабом (желонкой) за каждый цикл, как нетрудно дога-
даться, представляют собой последовательность чисел, в которой
разность между последующим и предыдущим членами остается
неизменной, т. е. арифметическую прогрессию. Поэтому величину
АЯ найдем как сумму этой прогрессии.

Если пренебречь утечками, то при свабировании по колонне
НКТ разность прогрессии будет равна удвоенной глубине, на кото-
рую опускается уровень в скважине при подъеме очередной порции
продукции, соответствующей объему жвдкости в НКТ над свабом.
В случае свабирования по эксплуатационной колонне разность про-
грессии без учета утечек практически равна удвоенной глубине по-
гружения сваба под уровень. Разность прогрессии а при откачке
желонкой равна удвоенной глубине, на которую опускается уровень
в скважине при вычерпывании очередной порции жидкости, соот-
ветствующей объему желонки.

Здесь и далее примем следующие обозначения:

Д. — наружный диаметр НКТ, м;

с?т — внутренний диаметр НКТ, м;

с? — диаметр поднимаемого столба жидкости (равный при сва-
бировании по НКТ внутреннему диаметру НКТ, при сва-
бировании по эксплуатационной колонне — внутреннему
диаметру эксплуатационной колонны, при откачке желон-
кой — внутреннему диаметру желонки), м;

<^кан. — диаметр используемого в качестве тягового органа каната
(кабеля), м;

Ял — площадь сечения используемой в качестве тягового органа
2
ленты, м ;
Нпогр. — при откачке с помощью желонки — длина желонки, при
свабировании — фиксированная глубина погружения сва-
ба под уровень жидкости, м;

Ут. — объем тягового органа, погруженного в жидкость, м3;

V— объем жидкости в трубах над свабом (полезный объем же-
лонки), м3.

Очевидно:

у = ^-.Н^-У^.	(4.5)

При использовании в качестве тягового органа каната можно
записать

Кто.=-^Япогр,	(4.6)

При использовании ленты соответственно

У-Ю.  Нцогр..

(4.6')

В принятых обозначениях для всех рассматриваемых способов
подъема жидкости можно записать обобщенную формулу разности
прогрессии

(4-7)

Заметим, что для случаев свабирования по эксплуатационной
колонне (в том числе и при помощи желонки) внутренний </т и на-
ружный /Эт диаметр НКТ в (4.7) необходимо положить равным нулю.

При использовании выражения для суммы арифметической
прогрессии необходимо учесть, что при снижении уровня с Янач. до
Яюн. за п циклов во время последнего цикла объем жидкости над
свабом может оказаться меньше, чем в предыдущих циклах (желон-
ка будет неполной), — тогда арифметической прогрессией будут
расстояния, проходимые свабом (желонкой) не за и, а за (п - 1) цик-
лов. Поэтому выражение для суммарного расстояния, проходимого
свабом (желонкой), запишем в виде:
АН = §Яг + Яп = (2Н1+а(п 2)М” 0. + Н„, (4.8)
1=1

где п — целое число циклов, необходимое для снижения уровня с
Ннвя. ДО Дюн.;

Н\ — расстояние, пройденное свабом (желонкой) за первый
цикл, м.

— расстояние, пройденное свабом (желонкой) за /-й цикл, м.

Н„ — расстояние, пройденное свабом (желонкой) за последний,
«нестандартный» цикл, м.

Причем

(4-9)

где в квадратных скобках число округляется до ближайшего мень-
шего целого.



2- Янач.

Готб.

V

• АГ

*11 погр.

п = 1.

(4.Ю)

V

0

п = 0.

Я1 + а

•2-Я,

погр.

V

V

Я<

п = 1, (4.11)

0

п = 0.

Полученные выражения представляют собой обобщенные ана-
литические зависимости теоретической производительности спосо-
бов подъема жидкости из скважин свабами по эксплуатационной
колонне, насосно-компрессорным трубам и с помощью желонки, а
также времени откачки при применении перечисленных способов
подъема от средней скорости сваба и желонки, объема желонки,
диаметров НКТ и эксплуатационной колонны, величины погруже-
ния сваба под уровень жидкости, начального и конечного уровней
жидкости в скважине.

4.2.	Влияние параметров откачки на производительность
свабирования при понижающемся уровне жидкости

в скважине

В первую очередь отметим, что, как следует из (4.4), произво-
дительность рассматриваемых способов подъема жидкости из сква-
жин прямо пропорциональна средней скорости движения сваба
(желонки).

Рассмотрим влияние на производительность свабирования дру-
гих параметров (объема желонки, глубины погружения сваба под
уровень жидкости, начального и конечного уровней жидкости в
скважине) входящих в зависимости (4.1)—(4.11), на конкретных
примерах, задавая значения исходных величин в каждом случае
характерными для скважин средней глубины (до 1400 м по класси-
фикации А.Н. Адонина [88]) и с учетом характеристик реальных
технических средств, применяемых в настоящее время для реали-
зации свабирования (см. гл. 1). Значение средней за цикл скорости
примем равным 1,0 м/с. Поскольку величина скорости входит в
(4.4) в явном виде, очевидно, что полученные при анализе на кон-
кретных примерах результаты подстановкой нужных величин легко
могут быть масштабированы для других значений средней скоро-
сти сваба (желонки).

На рис. 4.1 показана зависимость теоретической производи-
тельности свабирования с помощью желонки от ее полезного объема
(пропорционального длине желонки при ее фиксированном диаметре),
рассчитанная по полученным формулам для следующих условий:

с?=0,1 м;	= 0,132 м;

Я1ШЧ. = 0;	Якон. = 1000 м;

0=1 м/с.
1,2

О 50	100	150	200	250	300

Вместимость желонки, л

Рис. 4.1. Зависимость производительности свабирования
с помощью желонки от ее объема

350

В качестве тягового органа выбрана стальная лента сечением
50 х 1 мм. Пунктиром на рис.4.1 показана линейная аппроксимация
методом наименьших квадратов. В связи с тем что зависимости
(4.1)—(4.11) являются общими для всех рассматриваемых способов
подъема жидкости, очевидно, что аналогичная зависимость имеет
место и между производительностью свабирования и глубиной по-
гружения сваба под уровень жидкости. Как видно из рис. 4.1, тео-
ретическая производительность свабирования с достаточной для
практических расчетов точностью может считаться пропорцио-
нальной глубине погружения сваба под уровень жидкости (длине
желонки).

На рис. 4.2—4.7 приведены зависимости теоретической произ-
водительности и времени откачки от начального уровня в скважине
для заданных значений конечного уровня в скважине на глубинах
300,600 и 1000 м, рассчитанные по (4.3) и (4.4) при <1^. - 0,132 м и
о = 1,0 м/с для случаев откачки с помощью желонки вместимостью
(V) 150 и 230 л (длиной соответственно 20 и 30 м), свабирования по
НКТ внутренним диаметром 0,062 м с погружением сваба под уро-
вень жидкости на 350 м и свабирования по эксплуатационной ко-
лонне с погружением сваба под уровень жидкости на 100 и 200 м.
Время откачки, ч	: Производительность,м’/ч

Рис. 4.2. Производительность свабирования с помощью желонки:

©, о — Як,,,. = 300 м, У= 230 и 150 л, соответственно;

А, △ —Я^,,. = 600 м, У= 230 и 150 л, соответственно;

И, □—Як,,,. = 1000 м, У= 230 и 150 л, соответственно

Начальный уровень в скважине, м

Рис. 4.3. Время откачки свабом с помощью желонки:
®, О — Яетн. = 300 м, У= 230 и 150 л, соответственно;
▲, △—Як,й. = 600м, У= 230 и 150 л, соответственно;
И, □—Яюи. = 1000 м, У= 230 и 150 л, соответственно
Начальный уровень в скважине, м

Рис. 4.4. Производительность свабирования по НКТ
(погружение сваба подуровень жидкости на 350м):
®—Яюн. = 300 м; ▲ — Яюц. = 600 м; —= 1000 м

Рис. 4.5. Время свабирования по НКТ

(погружение сваба под уровень жидкости на 350м):
• —Яюв. = 300 м; ▲ —Яви. = 600 м; —Я^в. = 1000 м
Рис. 4.6. Производительность свабирования по эксплуатационной колонне:
®, О—Яков. - 300 м, погружение под уровень соответственно 200 и 100 м;
▲, △ — ^„0. ~ 600 м, погружение под уровень соответственно 200 и 100 м;
Н, □—Яков.= 1000 м, погружение под уровень соответственно 200 и 100 м

Рве. 4.7. Время свабирования по эксплуатационной колонне:

®, О—Яков. = 300 м, шлружение под уровень соответственно 200 и 100 м;
А,'А — Яков. - 600 м, погружение под уровень соответственно 200 и 100 м;
Й, □ — Яков. ~ Ю00 м, погружение под уровень соответственно 200 и 100 м
Для оценки производительности и времени откачки при о 5*1,0 м/с,
как следует из (4.4), необходимо величины полученные по
графикам рис. 4.2—4.7, скорректировать в соответствии со значени-
ем о.

При анализе влияния начального уровня в скважине на произ-
водительность способов периодической эксплуатации необходимо
иметь в виду, что кривые на рис. 4.2,4.4 и 4.6 иллюстрируют теоре-
тическую производительность способов за промежуток времени,
сопоставимый с длительностью снижения уровня от Я,1ач. до Нкоп..
«Пилообразный» характер кривых обусловлен дискретностью и
периодичностью процесса, соизмеримостью величины погружения
сваба под уровень жидкости (длины желонки) с величиной измене-
ния уровня в скважине за цикл откачки, а также с величинами на-
чального и конечного уровней в скважине, что отражено исполь-
зуемой для демонстрации возможностей сравниваемых способов
математической моделью. Так, с учетом (4.10) и (4.11) для и > 1
выражение (4.8) можно преобразовать к виду

АЯ = ^ + 4^.?.)Ь(»-1-) + я1+^-2)4-8-2Япогр, (4.12)

где 8 принимает значения от 0 до 1.

Кроме того, из (4.9) нетрудно получить

п =

(Якон.-Янач.).- +1.
а

(4.13)

Как следует из (4.1)—(4.11), при снижении уровня до заданно-
го Якон. в некотором интервале начальных уровней от Янач.1 до Нклч,2
(Янач,2 > Яначд) необходимое для этого число циклов п остается фик-
сированным. Из (4.12) видно, что при этом величина ДЯ монотонно
возрастает примерно пропорционально Янач_, что, в свою очередь,
согласно (4.4), ведет к монотонному убыванию (). При дальнейшем
росте Янач. (Я11ач. > Янач,2) п сократится на единицу и ДЯ скачкооб-
разно уменьшится, так как слагаемые (4.13), содержащие Яь возра-
стут пропорционально Янач_, а оставшиеся члены уменьшатся про-
порционально Янач,2. Число «скачков» на кривой будет равно (п - 1).
Амплитуда скачка при фиксированной разности (Якон. - Янач.) зави-
сит от величины а — чем больше а, тем, в соответствии с (4.13),
меньше общее число циклов п и тем заметнее убывание &Н при из-
менении п на единицу и, следовательно, возрастание (), что и на-
блюдается при сравнении кривых на рис. 4.2, 4.4 и 4.6. При фикси-
рованной разности прогрессии а амплитуда скачка увеличивается
при уменьшении разности (Якон. - Я1ИЧ.) — на кривых рис. 4.2—4.6 ам-
.плитуда каждого последующего скачка больше, чем предыдущего.

На практике понятие производительности при периодической
откачке носит интегральный характер и временной интервал, к ко-
торому относится количество отобранной продукции, много боль-
ше времени одного цикла откачки, поэтому при использовании рис.
4.2, 4.4 и 4.6 зависимости 0(Явач.) с достаточной для практического
применения точностью можно аппроксимировать сглаженными кри-
выми, дающими более наглядное представление об общей тенденции
процесса. На рис. 4.8—4.10 приведены аппроксимации функций
6(ЯНач.) по методу наименьших квадратов полиномами 6-й степени

а -хк

к=0

(4.14)

Рис. 4.8. Производительность свабирования
с помощью желонки—аппроксимация полиномом:

О — Н„,н. = 300 м, И= 230 и 150 л, соответственно;

▲, А — НЮИ_ = 600 м, У= 230 и 150 л, соответственно;
, □ — Н„,н. = 1000 м, V— 230 и 150 л, соответственно
Начальный уровень в скважине, м

Рис. 4.9. Производительность свабирования по НКТ (погружение сваба
подуровень жидкости на 350м)—аппроксимация полиномом:
• — Нти. ~ 300 м; ▲ — Я„и. = 600 м; —Нти. = 1000 м

Рис. 4.10. Производительность свабирования по эксплуатационной колонне—
аппроксимация полиномом:

®, О—Нтв. = 300 м, погружение под уровень соответственно 200 и 100 м;

▲, А — Ят„ = 600 м, погружение под уровень соответственно 200 и 100 м;

, О—ЯтЯ = 1000 м, погружение под уровень соответственно 200 и 100 м
4.3.	Сравнительный анализ способов подъема жидкости
из скважин свабом по НКТ, эксплуатационной колонне
и с помощью желонки

Для сравнения производительности способов подъема жидко-
сти свабом с учетом опыта их реализации конкретными техниче-
скими средствами на рис. 4.11 приведены аппроксимированные по-
линомами вида (4.14) кривые теоретической производительности в
зависимости от начального уровня жидкости в скважине при сни-
жении уровня до 1000 м свабом при помощи желонки внутренним
диаметром 100 мм и длиной 30 м в эксплуатационной колонне
внутренним диаметром 132 мм, манжетным (корзинчатым) свабом
по НКТ внутренним диаметром 62 мм (глубина погружения сваба
под уровень жидкости постоянна и равна 350 м) и свабом по экс-
плуатационной колонне внутренним диаметром 132 мм при фикси-
рованном погружении под уровень на 100 м.

Рис; 411. Зависимость теоретической производительности сравниваемых
способов подъема жидкости от начального уровня в скважине при снижении
уровня до 1000м:

I — свабом при помощи желонки длиной 30 м; 2 — корзинчатым свабом по НКТ с
погружением под уровень жидкости на 350 м; 3 — свабом по эксплуатационной
колонне с погружением под уровень жидкости на 100 м
Рис. 4.12. Зависимость времени откачки от начального уровня в скважине
при снижении уровня до 1000м сравниваемыми способами подъема:

1 — свабом по эксплуатационной колонне с погружением под уровень жидкости
на 100 м; 2 — корзинчатым свабом по НКТ с погружением под уровень жидкости
на 350 м; 3 — свабом при помощи желонки длиной 30 м

На рис. 4.12 показано время откачки свабом при помощи же-
лонки, свабом по НКТ и свабом по эксплуатационной колонне при
тех же начальных условиях (кривые аппроксимированы по методу
наименьших квадратов полиномами 2-й степени).

Рисунок 4.13 иллюстрирует влияние на производительность
сравниваемых способов подъема конечного уровня в скважине
НК011.. Результаты получены для Нят, = 0 (т. е. при полной скважине)
и о = 1,0 м/с.

Как следует из рис. 4.11—4.13, среди рассмотренных способов
подъема жидкости наибольшую теоретическую производитель-
ность обеспечивает свабирование по эксплуатационной колонне,
наименьшую — свабирование с применением желонки. Однако эти
данные получены без учета утечек откачиваемой среды через зазор
между свабом и трубами. Очевидно, что при свабировании по экс-
плуатационной колонне величина этих утечек будет наибольшей
из-за большего периметра и большей величины зазора, что обу-
словлено состоянием и сложностью соответствующей подготовки
поверхности эксплуатационной колонны в скважине. Наличие в
составе эксплуатационной колонны труб с разной толщиной стен-
Рис. 4,13. Зависимость теоретической производительности сравниваемых спосо-
бов эксплуатации от конечного уровня в скважине при снижении уровня от устья:
В, ♦—свабирование по эксплуатационной колонне с погружением сваба под уровень
соответственно на 200 и 100 м; ▲ — свабирование по НКТ с погружением сваба под
уровень на 350 м; •, х — свабирование с желонкой объемом соответственно
230 и 150 л

ки, отложения на внутренней поверхности колонны асфальтенов,
смол, парафина, гипса, солей, цементная корка и т. п., а также тех-
нические трудности в создании сваба, способного уменьшаться в
диаметре при ходе вниз на значительную величину и герметизиро-
вать поверхности переменного диаметра в необходимом диапазоне,
могут на практике привести к значительным утечкам при подъеме
продукции свабом по эксплуатационной колонне, соизмеримым
или равным объему жидкости над свабом.

Вторым по производительности является способ свабирования
по НКТ. При свабировании по подготовленной колонне НКТ усло-
вия работы сваба существенно лучше и, как показывает практика
[24,73], утечки составляют в среднем 30—50 % от первоначального
объема жидкости в колонне НКТ над свабом.

Свабирование с применением желонки обеспечивает самую низ-
кую производительность среди рассматриваемых способов подъе-
ма; В то же время желонка в принципе может быть поднята к устью
скважины практически без потерь жидкости и теоретическая про-
изводительность способа, обоснованная в данной работе, вполне
Может быть достигнута на практике.
4.4.	Сравнение производительности способов
периодической эксплуатации нефтедобывающих скважин
свабами с эксплуатацией скважинными насосами

Рассмотрим способы периодического подъема жидкости из
скважин свабами и желонкой в сравнении с непрерывной эксплуа-
тацией установками скважинных насосов.

На дебит скважины влияет множество факторов, основные из
которых — параметры притока и технические характеристики обо-
рудования. К характеристикам, от которых производительность
зависит «в первую очередь», можно отнести глубину погружения
сваба под уровень жидкости, объем желонки и среднюю скорость
движения сваба (желонки). Параметры притока описываются инди-
каторной кривой. При дальнейшем анализе способов подъема уч-
тем также следующее обстоятельство. Глубина спуска скважинного
насоса лимитируется как профилем ствола скважины, так и свой-
ствами продукции (в частности давлением насыщения нефти га-
зом) [89]. При высоком давлении насыщения даже при сравни-
тельно небольшом содержании газа в пластовой нефти для обес-
печения приемлемых значений коэффициента подачи насоса воз-
никает необходимость поддержания сравнительно высокого ди-
намического уровня [90], что ограничивает величину притока
продукции из пласта в скважину. Глубина спуска сваба и желонки
технически ограничивается только глубиной искусственного за-
боя скважины, что делает возможным с точки зрения достижения
максимальной производительности снижение уровня в скважине
вплоть до продуктивного пласта и использование зумпфа для нако-
пления продукции (если отсутствуют уже упоминавшиеся ограни-
чения геолого-технического характера, связанные с прочностью
эксплуатационной колонны, коллектора, цементного камня, опас-
ностью заколонных перетоков, выделением газа в призабойной зо-
не пласта и т. п.).

Определим в первом приближении теоретическую производи?
тельность (точнее средний дебит) скважины при периодическом
подъеме продукции свабом с учетом притока, считая среднюю ско-
рость движения сваба (желонки) постоянной.

При периодической откачке штанговым насосом, как известно
[91], выражение для среднего дебита ^Ср выглядит следующим об-
разом:
(4.15)

где — теоретическая производительность при работе насоса с
заполненным цилиндром, О, = сопя!;

1\ и 12 — время откачки и накопления соответственно;

дг — приток в начале периода накопления;

д2 — приток в конце периода накопления;

Ыд) — зависимость понижения уровня в скважине к от притока д.

В простейшем случае индикаторную кривую аппроксимируют
прямой

Л(<?) =«'<? +Л,	(4.16)

где а?— коэффициент, представляющий собой величину, обрат-
ную коэффициенту продуктивности;

Ь — коэффициент, величина которого численно равна статиче-
скому уровню в скважине.

При этом выражение (4.15) принимает вид

1п~ --2-

„	—/Э 6 —	 /Л 1-7\

а время откачки Л и время накопления /2 можно вычислить по фор-
мулам:

, =д7г1пЯ2^2.;	(4.18)

6-^1

Г2=дТ1п-^-,	(4.19)

где Рплощадь кольцевого пространства между эксплуатацион-
ной колонной и колонной НКТ (если таковая имеется, в
противном случае это площадь эксплуатационной колонны).
Более точные результаты дает аппроксимация зависимости й(^)
полиномом 2-й степени [92]:

= а1?2 +	+ «3,

(4.20)

где «ь а2, а3 — постоянные коэффициенты аппроксимации.
При этом выражение (4.15) преобразуется к виду

'1+26^2-21-2^(9,-

<	°2 /	6	а

1 + 20— 1п- ^- + 1п —
а2) в~Ч1 4г

(4-21)

где /1 и 12 соответственно определяются по формулам

(4.22)

(4.23)

Очевидно, что с большей или меньшей степенью достоверности
индикаторная 1фивая может быть аппроксимирована сколь угодно
сложной функцией. В нашем случае оптимальным представляется
использование выражения (4.20) и метода наименьших квадратов.

В отличие от откачки скважинным штанговым насосом, теоре-
тическая производительность при подъеме продукции свабом явля-
ется функцией начального и конечного уровней в скважине и, в си-
лу (4.16) или (4.20), функцией притока д. Зависимость О = 0(й), как
следует из п. 4.2, с достаточной для практического применения точ-
ностью (в предположении постоянства средней скорости движения
сваба (желонки)) можно аппроксимировать полиномом вида (4.14).

Приток в начале периода накопления д\ представляет собой по-
тенциальный дебит скважины и может считаться известным. Таким
образом, задача сводится к максимизации правой части уравнений
(4.17) или (4.21) соответствующим подбором величины параметра
д2 при следующих граничных условиях:
бпип —	бшах» 0 <	— ?тах»

/2>О;

Нкои_,

и =соп§1;

й(^2)<Яст.;

где бтп — теоретическая производительность свабирования при
конечном уровне в скважине Н1№1. = Нвов.;

Отах — теоретическая производительность свабирования при
статическом уровне Я„ач. = Н^, (или Явач. = 0 если сква-
жина переливает);

Дст. — статический уровень в скважине;

?тах и ?пип — соответственно максимальный и минимальный приток.

Найденное значение позволит вычислить время накопления
и время откачки, а также конечный уровень в скважине.

Рассмотрим случай эксплуатации малодебитной скважины с
высоковязкой продукцией с применением желонки со свабом. По-
ложим вместимость желонки равной 230 л, а ее среднюю скорость
о = 1,0 м/с. Для примера за основу при расчетах возьмем конкрет-
ные данные малодебитной скв. 2003Д Ашальчинского месторожде-
ния ОАО «Татнефть». Характеристика и свойства продукции скв.
2003Д, эксплуатируемой на момент сбора информации скважин-
ным штанговым насосом диаметром 44 мм приведены ниже

Искусственный забой, м....................................1167,0

Интервал перфорации, м........................1102,0—1112,0

Глубина подвески насоса, м................................1056,0

Статический уровень, м.......................................9,0

Диаметр эксплуатационной колонны, мм.........................146

Свойства продукции скважины:
плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3...............917

давление насыщения, МПа...................................4,5

газосодержание, м3/т.....................................6,85

кинематическая вязкость нефти в пластовых условиях, м2/с.1,3568

обводненность, %.........................................12,0

плотность пластовой воды, кг/м3..........................1160

кинематическая вязкость газоводонефтяной эмульсии (пены)

наустье (при температуре 20 °С), м2/с...................22,80
1400

Рис. 4.14. Индикаторная кривая скв. 2003Д:

1 — аппроксимация прямой; 2 — аппроксимация полиномом 2-й степени

Кривая восстановления уровня скв. 2003Д, аппроксимирован-
ная выражениями вида (4.16) и (4.20), приведена на рис. 4.14.

С учетом характеристик притока, описываемых полиномом вида
(4.20), по формулам (4.21)—(4.23) выполнены расчеты производи^
тельности при периодическом подъеме продукции желонкой со сни-
жением уровня до нижнего интервала перфорации для случаев откач-
ки с разными периодами накопления. Результаты расчетов сведены в
табл. 4.1. В первой строке таблицы для сравнения приведены парамет-
ры, соответствующие насосной эксплуатации в непрерывном режиме.

Из табл. 4.1 следует, что в рассматриваемом случае (скв. 2003Д
Ашальчинского месторождения) существуют режимы периодиче-
ского отбора продукции из скважины желонкой (свабом), при кото-
рых не происходит существенной потери месячной добычи по срав-
нению с непрерывной откачкой продукции скважинным насосом.

Реальные скважины отличаются большим разнообразием ха-
рактеристик притока. Для анализа влияния на величину месячной
добычи различных факторов построим серию гипотетических инди-
каторных кривых и выполним расчеты для величин потенциального
дебита равных 0,5; 1,0; 2,0; 3,0; 4,0 и 5,0 м3/сут. Глубину искусст-


ОО	^1	О\	сл	4^	Сь>			№ режима
мэ м	ОК ОО		ю о	КО ОК	го	ОО	1	Время накопления, ч
13,9	13,0	»—•  КО	р сл	ОО ко	р	Сл ю	1	Время откачки, ч
ОО  О\		о\ СЛ	У1	4^  4^	р си	ьэ ьэ	1	Общее время цикла, сут
1112	1112	1112	1112	1112	1112	1112	1056	Уровень в начале накопления, м
О 4^	к>	ОО ю	ОО м сл	ОО ю	40 ЬЭ со	КО ко	1	Уровень в конце накопления, м
0,044	0,044	0,044	0,044	0,044	0,044	0,044	0,039	Приток в начале накопления, м3/ч
0,021	0,022	0,024	0,026	0,028	0,03	0,034	1	Приток в конце акопления, м3/ч
0,43	0,42	0,41	0,41	0,40	0,40	0,39	1	Теоретическая производительность, м3/ч
О	р	р сл	р КО	0,82	0,86	0,91	0,93	Среднесуточный дебит, м3/сут
21,0	21,8	22,6	23,6		25,9		" 27,3		27,8	Среднемесячный дебит, м3/мес
76,0	78,0	81,0	85,0	89,0	93,0	98,0	100,0	Дебит по сравнению с непрерывной откачкой, %

Сравнительная характеристика режимов откачки
при снижении уровня продукции в скважине до нижнего интервала перфорации
венного забоя, интервал перфорации, статический уровень и диа-
метр эксплуатационной колонны примем теми же, что и в преды-
дущем случае. Кривые проведем по двум точкам — (0; На} и (ду,
//нас.) и аппроксимируем полиномом вида (4.20). Поскольку через
две точки можно провести множество кривых, зададим дополни-
тельное условие, отвечающее выпуклости кривой. Кроме того, на
интервале между глубиной спуска насоса и интервалом перфора-
ции будем считать известным коэффициент продуктивности, т. е,:
предположим, что зависимость снижения уровня в скважине от
притока на данном интервале близка к линейной, — это позволит
задать на кривой еще одну точку: (^ + Ад; 7/кои.), для которой вели-
чину Ад можно определить по формуле

= (^4сон. ~ -^нас^'Кпрод.,	(4.24)

где Л^рол. — коэффициент продуктивности, м3/(сут-МПа);

//нас. — глубина подвески насоса, м.

Рис. 4.15. Серия гипотетических индикаторных кривых, соответствующих
изменению потенциального дебита в диапазоне 0,5—5,0 м3/сут
при коэффициенте продуктивности 4-10Г3 М^сут-МПа):
1,2,3,4,5,6—потенциальный дебит соответственно 0,5;
1,0; 2,0; 3,0; 4,0 и 5,0 м3/сут
Серия индикаторных кривых, полученных описанным методом
при помощи стандартных средств оптимизации и построения диа-
грамм пакета Ехсе1 для значения коэффициента продуктивности
0,004 м3/(сут-МПа) 0,04 т/(сут-атм)), приведена на рис. 4.15.

Рис. 4.16. Зависимость среднемесячной добычи при периодическом подъеме
продукции скважины желонкой со свабом от времени цикла.

Коэффициент продуктивности 4-1(Г3 л?/(сут-МПа):

1, 2, 3, 4, 5, 6 — потенциальный дебит соответственно 0,5; 1,0; 2,0; 3,0; 4,0 и
___а— _____ 5,0 м3/сут;

— соответствующий потенциальный дебит скважины от 0,5 до
5,0 м3/сут при ее эксплуатации скважинным штанговым насосом

в непрерывном режиме при динамическом уровне, равном глу-
бине спуска насоса
Результаты расчетов производительности по приведенной ме-
тодике при V = 230 л и й = 1,0 м/с для условий притока, опреде-
ляемых индикаторными кривыми (см. рис. 4.15), проиллюстриро-
ваны на рис. 4.16, 4.17. Пунктиром на графиках показан соответст-
вующий потенциальный дебит скважины при ее эксплуатации сква-
жинным штанговым насосом в непрерывном режиме при динами?
ческом уровне, равном глубине спуска насоса.

Рис. 4.17. Процентное соотношение среднемесячной добычи при периодическом
подъеме продукции скважины желонкой со свабом по сравнению с непрерывным
режимом откачки УСШН. Коэффициент продуктивности 4-1(Г3 л?/(сут-МПа).
За 100 % принят потенциальный дебит скважины при ее эксплуатации в не-
прерывном режиме при динамическом уровне, равном глубине спуска насоса:

1 — насосная эксплуатация в непрерывном режиме;

2,3,4,5,6,7 — процентное соотношение при потенциальном дебите соответственно
0,5; 1,0; 2,0; 3,0; 4,0 и 5,0м3/сут
Для оценки степени влияния коэффициента продуктивности на
объемы среднемесячной добычи выполнен анализ в диапазоне из-
менения коэффициента продуктивности при минимальном проти-
водавлении на пласт от 0,004 до 0,064 м3/(сут-МПа) для потенци-
альных дебитов 0,5—4,0 м3/сут (рис. 4.18).

Из анализа, результаты которого представлены на рис. 4.16—
4.18, следует, что при отсутствии ограничении на величину деп-
рессии на пласт существуют режимы подъема продукции из скважин
желонкой (свабом), при которых объем месячной добычи продукции
достигает уровня добычи при непрерывной эксплуатации скважин-
ным насосом. Область этих режимов ограничена кривой на рис. 4.19.

Рис. 4.18. Зависимость среднемесячной добычи при периодическом подъеме
продукции скважины желонкой со свабом от времени цикла при изменении
коэффициента продуктивности при минимальном противодавлении на пласт
в диапазоне 4-1О~3...6410Г3 ^/(сут-МПа):

1,2,3,4,5 — потенциальный дебит соответственно 0,5; 1,0; 2,0; 3,0 и 4,0 м3/сут
4



°0	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0

Потенциальный дебит #1, м3/сут

Рис. 4.19. Зависимость между потенциальным дебитом скважины и временем,
цикла при периодическом подъеме продукции скважины желонкой (свабом)
при условии равенства месячных объемов добычи из скважины, эксплуатируем
мой насосом в непрерывном режиме:

♦, □, ▲ —точки для коэффициента продуктивности соответственно 440'3; 1640"3
и 6440'3 м3/(сут-МПа) (пластовое давление 9,7 МПа; вместимость желонки 230 л;
средняя скорость желонки 1,0 м/с; интервал перфорации 1102—1112м; глубина
подвески насоса 1056 м; глубина забоя 1167 м)

4.5.	Выводы

Полученные обобщенные аналитические зависимости теоретик
ческой производительности способов подъема жидкости из сква-
жин свабами по эксплуатационной колонне, насосно-компрессор-
ным трубам и с помощью желонки, а также времени откачки при
применении перечисленных способов от средней скорости сваба и
желонки, объема желонки, диаметров НКТ и эксплуатационной ко-
лонны, величины погружения сваба под уровень жидкости, началь-
ного и конечного уровней жидкости в скважине, показывают, что
теоретическая производительность всех рассмотренных способов
при прочих неизменных параметрах увеличивается прямо пропор-
ционально средней скорости движения сваба или желонки, объему,
желонки, глубине погружения сваба под уровень жидкости и нели-
нейно уменьшается со снижением начального и конечного уровней
жидкости в скважине, а также с уменьшением их разности.
Наибольшую теоретическую производительность из рассмот-
ренных способов подъема продукции обеспечивает свабирование
по эксплуатационной колонне, наименьшую — с применением же-
лонки. Однако состояние и технические трудности в подготовке
поверхности эксплуатационной колонны могут на практике при
подъеме продукции свабом привести к значительным утечкам, со-
измеримым или равным объему жидкости над свабом.

Способ свабирования по НКТ является вторым по производи-
тельности. При этом существующие в настоящее время технологии
подготовки поверхности НКТ к свабированию, например [61], обе-
спечивают приемлемый коэффициент подачи.

Теоретическая производительность свабирования с применени-
ем желонки ниже, чем свабирования по НКТ и эксплуатационной
колонне, но поскольку желонка может быть поднята к устью сква-
жины практически без потерь жидкости, теоретическая производи-
тельность способа вполне может быть достигнута на практике. По-
; этому при условии технической реализации комплекса оборудования
для подъема продукции желонкой большой длины (30 м и более),
способ по производительности может конкурировать с «чистым»
свабированием, особенно при эксплуатации неглубоких скважин
(скважин, где не требуется значительного снижения уровня).

Разработанная методика учета интенсивности притока из пла-
ста: при расчете добычи продукции из скважин периодическим
подъемом желонкой или свабом, позволяет определять возможные
объемы месячной добычи в зависимости от характеристик скважи-
ны, оборудования и времени цикла накопления и отбора продук-
ции. По этой методике могут быть подобраны оптимальные режи-
мы периодического отбора продукции из конкретных скважин же-
: донкой (свабом) с минимальной потерей месячной добычи по срав-
нению с непрерывной откачкой скважинным насосом.

При периодической эксплуатации малодебитных скважин сред-
ней глубины основные параметры процесса при оптимальном ре-
жиме определяются в основном потенциальным дебитом скважи-
ны, глубиной залегания продуктивного пласта, производительно-
стью оборудования (вместимостью и средней скоростью движения
желонки или сваба), заданным временем цикла (временем накопле-
ния продукции), причем чем меньше потенциальный дебит скважи-
ны при непрерывной откачке, тем выгоднее применение периоди-
ческой эксплуатации желонкой (свабом).
ГЛАВА 5. ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПРИМЕНЯЕМОГО
ОБОРУДОВАНИЯ НА ПРОЦЕСС ПОДЪЕМА
ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИН СВАБАМИ

5.1.	Нагрузки в тяговом органе при подъеме жидкости
свабами

Величина максимальной нагрузки в тяговом органе при подъе-
ме продукции из скважин свабами лимитирует возможности при-
менения способов по прочности тягового органа, грузоподъемности
подъемника и мощности его привода. В то же время величина на-
грузки зависит от параметров и режимов процесса: высоты подъёма
жидкости, глубины погружения сваба под уровень жидкости, опре-
деляющей высоту поднимаемого столба жидкости и, следователь-
но, производительность за цикл (для желонки — длины желонки),
весовых характеристик применяемого тягового органа, скорости
подъема сваба (желонки), а также свойств поднимаемой продукции.

При подъеме желонки основными составляющими нагрузки на
тяговый орган являются вес желонки и тягового органа, вес столба
жидкости в желонке, силы трения желонки и тягового органа о тру-
бы и тягового органа в сальнике. Поэтому выражение для нагрузки
на тяговый орган можно записать в виде

7’ЖеЛ- = Ржел. + ЯтЛп + <7жЯпОГр. + Ржг + Лр.ТО ,	(5-1)

где 7’жел‘ — нагрузка в тяговом органе при подъеме желонки, Н;

Ржев.— вес желонки, Н;

дт — вес погонного метра тягового органа, Н/м;

йсп — длина тягового органа, равная текущей глубине, на ко-
торую спущена желонка, м;

дж — вес одного метра столба жидкости в желонке, Н/м,

Рт— суммарная сила трения желонки о трубы и тягового
органа в сальнике, Н;

Ртр.то — сила трения тягового органа о стенки эксплуатацион-
ной колонны, Н.

Очевидно,

<12
^ж=Рж-я-л—;
где рж — плотность откачиваемой жидкости, кг/м3;

§—ускорение свободного падения, м/с2.

Силу трения тягового органа о стенки эксплуатационной ко-
лонны учтем согласно [2]:

9то * ^СП. + Ртр.то &	'9то ‘ Лсп."

Нагрузка при подъеме желонки будет максимальной в момент
ее выхода из-под уровня жидкости, т. е. когда

^сп. = Нкаа. — Нпогр.»	(5-2)

где Я'он. — конечный уровень в скважине после /-го цикла, м.

При свабировании (как по насосно-компрессорным трубам, так
и по эксплуатационной колонне) максимальная нагрузка на тяго-
вый орган также имеет место в момент выхода сваба из-под уровня
жидкости и складывается из следующих компонент: веса сваба с
грузами, веса столба жидкости над свабом, веса тягового органа,
силы трения тягового органа о стенки НКТ, силы трения сваба в
трубах, сил гидродинамического трения жидкости о трубы, силы
трения тягового органа в устьевом сальнике. В отличие от подъема
жидкости с помощью желонки при свабировании на величину на-
грузки в тяговом органе влияют вязкость флюида и скорость дви-
жения сваба, а в случае откачки неньютоновских жидкостей — и
начальное напряжение сдвига поднимаемой среды. Зависимость
максимальной нагрузки на тяговый орган от параметров процесса и
свойств продукции при свабировании может быть представлена в
виде [93]

тсваб. =р +р .а Ц +а Н + <7 Н + Р /5 31

х шах А св. Лст ^ тонкой. ,2жЖЛпогр. * ^жт погр. ‘ тр.то 9

где Рт,— вес сваба с грузами в воздухе, Н;

Рст— суммарная сила трения сваба в трубах и тягового органа
в устьевом сальнике, Н;

—сила трения жидкости о трубы, приходящаяся на метр
столба жидкости, Н/м;

Жто — сила трения тягового органа о стенки НКТ, Н.

Для нахождения величины допустим, что утечки через уп-
лотнения сваба малы и их влиянием на величину поднимаемого
столба жидкости можно пренебречь, а положение уровня жидкости
может быть принято постоянным в пределах цикла откачки и рав-
ным среднему значению.

При ходе сваба вверх столб жидкости над ним движется отно-
сительно неподвижных стенок насосных труб и для этого случая
может быть принята модель потока с центральным ядром, движу-
щимся с постоянной скоростью и с пристенным слоем, в которой
имеет место параболический закон изменения скорости [93]. Тогда
результирующая сила трения жидкости о трубы, приходящаяся на
1 м столба жидкости, может быть найдена по формуле [73]

8Я4/тржРпОД,

9жт — »

Ре

(5.4)

где Ре — обобщенный критерий Рейнольдса, учитывающий как
вязкие, так и пластические свойства жидкости.

Подставив в (5.4) выражение для Ке* [93]:

Ц , то

Ржипод/^т 6ржО[юд

где р — динамическая вязкость жидкости, Па-с;

°под. — скорость подъема сваба, м/с;

то — начальное напряжение сдвига жидкости, Па;
после преобразований получим

9жг 25р. оПОЛ + 4,2т<х/т.	(-*•*?)

Результаты расчетов нагрузок с использованием (5.5) согласу-
ются с опытными данными, полученными на реальных скважинах
Мордово-Кармальского месторождения природных битумов.

Нагрузки при свабировании по эксплуатационной колонне мр-
гут быть рассчитаны по тем же зависимостям и исходным данным,,
что и при свабировании по НКТ с той лишь разницей, что под Л и ск
необходимо понимать внутренний диаметр эксплуатационной ко-
лонны с/кщ.
5.2.	Влияние параметров откачки на величину нагрузки
в тяговом органе при свабировании

С целью иллюстрации приведенных зависимостей рассмотрим
влияние производительности в цикле на максимальную нагрузку
для сравниваемых способов подъема жидкости на конкретных при-
мерах скважин средней глубины.

Для построения графиков рассчитаем нагрузку в последнем из
нескольких циклов, необходимых для снижения уровня с начально-
го Яиач. ДО конечного Якон., — при этом максимальна составляющая
от веса тягового органа. В качестве последнего примем стальную
ленту сечением 50 х 1 мм.

Величину производительности за цикл для подъема жидкости с
помощью желонки рассчитаем по приближенной формуле

= — • Япо_  Цпо* • 3600,	(5.6)

л	погр. Л ГТ	9	X. 7

н-	х- • л кон

где 2ц — производительность способа за цикл, м3/ч.

Или, после несложных преобразований,

450Япогроподти/

ГТ
кон.

(5.6')

При расчетах предположим, что суммарная сила трения желон-
ки о трубы и тягового органа в сальнике = 500 Н, кроме того,
будем считать, что желонка в последнем цикле поднимается запол-
ненной. Другие параметры процесса примем следующими:

рж = 1000 кг/м3;

Якон. = 1500 м;

Яиач.

°под.

= 500 м;

= 1,0 м/с;

<1 = 0,1 м;

Япоф. = 5,0...40,0 м.

Зависимость максимальной нагрузки от производительности
способа за цикл (при прочих неизменных параметрах — фактиче-
ски от длины желонки) для под ъема жидкости с помощью желонки
с перечисленными параметрами процесса представлена на рис. 5.1.
16

0,0	0,1	0,2	0,3	0,4

Производительность в цикле, м /ч

Рис. 5.1. Зависимость максимальной нагрузки за цикл от производительности
за цикл при подъеме жидкости с помощью желонки

В случае свабирования по НКТ на основании опытных данных
суммарную силу трения сваба о трубы и тягового органа (стальной
ленты сечением 50 *1 мм) в сальнике Р„ также положим равной
500 Н [93]. Кроме того, силу трения тягового органа о стенки НКТ,
как и при подъеме жидкости желонкой, будем считать равной при-
мерно 20 % веса тягового органа [2].

Исходные данные для сопоставления результатов примем сле-
дующими

4Гнач. 500 М,
ц = 0,020... 5,0 Па-с;

<4 = 0,062 м;

//110гр. - 0...1000 м;

рж = 1000 кг/м3;

Икон. -1500 м;

т0 = 0;

«под. = 1.0 м/с.

диаметр грузов 50 мм
длина грузов 5 м.
Для производительности в цикле в случае свабирования по
НКТ запишем по аналогии с (5.6')

450Япогрпподти/2

тт

** нач.

(5-7)

погр.

Зависимость максимальной нагрузки от производительности за
цикл (при прочих неизменных параметрах — глубины погружения
сваба под уровень жидкости) для свабирования по НКТ при пере-
численных исходных данных и вязкости откачиваемой продукции
0,02 Па-с (маловязкая нефть); 0,25 Па-с (пластовая высоковязкая
нефть); 1,0; 2,0 и 5,0 Па-с (эмульсии) показана на рис. 5.2. На этом

Рис. 5.2. Зависимость максимальной нагрузки за цикл от производительности
за цикл при свабировании по НКТ:

вязкость откачиваемой продукции р: 1 — 0,02; 2 — 0,25; 3 —1,0; 4 — 2,0 и 5 —

5,0; 7,8,9—тяговое усилие соответственно лебедки агрегата для свабирования
скважин на базе АзИНМАШ-37, лебедки комплекса для свабирования КСС-1,
лебедки геофизического подъемника ПКС-5
250

200

§
р.
е

н
и
Я
13
л
§
I
о
и
0$

150

100

50

0

О

5

4

3

2

1

2,5	5,0	7,5	10,0	12,5	15,0	17,5

Производительность в цикле, м3/ч

Рис. 5.3. Зависимость максимальной нагрузки за цикл от производительности
за цикл при свабировании по эксплуатационной колонне:

вязкость продукции р: / — 0,02; 2 — 0,25; 3 —1,0; 4—2,0 и 5—5,0 Па-с,
же рисунке для сравнения приведены тяговые усилия лебедок на
первых двух рядах намотки при максимальной скорости агрегата
для свабирования скважин на базе АзИНМАШ-37, комплекса для
свабирования КСС-1 и геофизического подъемника ПКС-5.

При свабировании по эксплуатационной колонне суммарную
силу трения сваба о трубы и тягового органа в сальнике Р„ по ана-
логии с предыдущими случаями положим равной 500 Н, силу тре-
ния тягового органа о стенки НКТ — равной 20 % веса тягового ор-
гана. Производительность за цикл определим по (5.7). Влияние вяз-
кости на зависимость максимальной нагрузки от производительно-
сти за цикл (при прочих неизменных параметрах — глубины погру-
жения сваба под уровень жидкости) для свабирования по эксплуа-
тационной колонне в диапазоне вязкости продукции 0,02...5,0 Па-с
при значениях исходных параметров, приведенных ранее, иллюст-
рирует рис. 5.3.
5.3.	Установление зависимости
между технической характеристикой оборудования,
условиями откачки и технологическими параметрами
при свабировании скважин

Рассмотрим ограничения при свабировании, обусловленные
допустимым тяговым усилием лебедки и прочностью тягового ор-
гана сваба. Максимальная величина нагрузки, растягивающей тяго-
вый орган, как уже отмечалось, имеет место в момент выхода сваба
из под уровня жидкости в скважине. С учетом п. 5.1, а также допу-
щений, принятых в п. 5.2, выражение (5.3) сводится к виду

(	т12

=РСВ. +и9тоЯ'ои. + ржЯ—~ + 25р.пПОЛ + 4,2т0<7т х

\ 4	)

<р.+Р«>	(5-8)

где Я'огр. — погружение сваба под уровень жидкости в г-м цикле.

Откуда

р _____р

1шах гсв.

гутах =______________

л кон./

(ти12	।

Рж8 Ь 25рх>под + 4,2х0</т |Япогр —
---------------------------2----------- (5.9)

1.2?то

где — предельный конечный уровень жидкости в г-м цик-
ле, м;

Лпах— допустимая максимальная величина тягового уси-
лия лебедки подъемного агрегата, Н.

Для случая откачки невысоковязких ньютоновских жидкостей
(То = 0, ц ~ 10~3 Па-с) выражение (5.9) несколько упрощается:

ПУ?2

р _р _0 е—— н‘ -Р

л шах св. гжо л погр. ст

гутах ________________________4________________

27 КОН./ ""	< о

1,2(/то

(5.9')

Из (5.8) также следует
ггтах.

погр.|

^тах ^св. ^>^?то-^кон. ^ст

7И?2

РжЯ— + 25ципод + 4,2?Х
4

(5.10)

где ^потр., — предельное погружение сваба под уровень жидко-
сти в 1-м цикле, м.

Или, аналогично (5.9'),

о^шах

77 ПОГр.;

(5.10')

Выражения (5.9) и (5.9') устанавливают связь между техниче-
ской характеристикой применяемого оборудования (Ртах, Я™, ^Лт-р.)
и предельным снижением уровня жидкости в скважине в 1-м цикле
Формулы (5.10) и (5.10') позволяют определять предельное
погружение сваба под уровень жидкости в 1-м цикле, при котором
достижение заданного конечного уровня жидкости Н!кт1 может
быть обеспечено с данным подъемным агрегатом.

5.4.	Сравнительная оценка требований, предъявляемых
к прочности тягового органа, тяговому усилию и мощности
лебедки подъемного агрегата при подъеме жидкости
из скважин свабом по НКТ, эксплуатационной колонне
и с помощью желонки

В качестве примера рассмотрим возможности подъемных агре-
гатов, техническая характеристика которых приведена в гл. Ь, по
снижению уровня в скважине до 1000 м плашечным свабом, вы-
пускаемым Бугульминским филиалом ВНИИнефти.

Расчеты по формуле (5.10') показывают, что при применении
подъемного агрегата типа АзИНМАШ-37 с тяговым усилием 50 кН
и стального каната 15-Г-ВК-1770 (ГОСТ 2688—80) диаметром 15 мм
при свабировании по НКТ с внутренним диаметром 62 мм предель-
но допустимое заглубление сваба под уровень жидкости в послед-
нем цикле равно 1330 м, что без учета утечек обеспечивает при
скорости сваба 3,9 м/с подъем за ход с глубины 1000 м около 4,0 м3
жидкости.

При применении в этих условиях комплекса КСС-1 со стальным
ленточным тяговым органом сечением 50 х 1 мм расчетное предельно
допустимое заглубление сваба из (5 Л О') равно 839 м, однако предель-
ная глубина спуска сваба ограничена длиной ленты 1500 м, вмеща-
емой на бобину лебедки. Поэтому возникает необходимость проверки
возможности достижения расчетного предельно допустимого заглуб-
ления сваба с учетом ограничения по длине тягового органа сваба.

Конечный и начальный в цикле свабирования уровни жидкости
в скважине и глубина погружения сваба под уровень связаны соот-
ношением [2]

Я'он = н1ит. +М- Н‘ ,	(5.11)

где М -— геометрический параметр, характеризующий различие
между площадью сечения эксплуатационной колонны с
внутренним диаметром </кол. и колонны НКТ с внутрен-
ним и наружным диаметрами <4 и А соответственно,

М = —:----------—.

^ол.-ят2+<2

В то же время

я:а,+ я'оп,=л:п.,	(5.12)

где й'п. — глубина спуска сваба в /-м цикле, м.

Совместное решение уравнений (5.11) и (5.12) с учетом того,
что для выбранных условий М ® 0,24; Я'он = 1000 м; й'п = 1500 м,
дает величину Я'огр = 658 м, которая в данном случае меньше той,
что определена из (5.10')-

При заглублении 658 м и скорости сваба 2,0 м/с за один ход с глу-
бины 1000 м без учета утечек может быть поднято 1,95 м3 жидкости.

При использовании в тех же условиях подъемника типа ПКС-5
с кабелем диаметром 12,5 мм из (5.10') допустимое заглубление
сваба составляет 212 м. Объем поднимаемого столба жидкости без
учета утечек составляет 0,65 м3.
5.5.	Выводы

Максимальная нагрузка в тяговом органе при подъеме жидкости
из скважины свабом с помощью желонки пропорциональна высоте
подъема жидкости, весу 1 пог. м тягового органа, весу и объему же-
лонки, плотности поднимаемой жидкости и в рассматриваемом диа-
пазоне скоростей не зависит от скорости подъема желонки, вязкости
и реологических свойств поднимаемой продукции. При постоянной
скорости и неизменных прочих параметрах максимальная нагрузка
прямо пропорциональна производительности за цикл откачки.

Максимальная нагрузка в тяговом органе при «чистом» сваби-
ровании пропорциональна весу сваба и грузов, высоте подъема
жидкости, весу 1 пог. м тягового органа, плотности жидкости, диа-
метру сваба, глубине погружения сваба под уровень жидкости и, в
отличие от способа подъема с помощью желонки, пропорциональна
вязкости и начальному напряжению сдвига поднимаемой жидкости
и скорости подъема сваба. При постоянстве прочих параметров
максимальная нагрузка при подъеме вязкой продукции свабами как
по НКТ, так и по эксплуатационной колонне нелинейно растет с
увеличением производительности за цикл, причем чем выше вяз-
кость, тем интенсивнее рост максимальной нагрузки с увеличением
производительности за цикл. Таким образом, вязкость продукции
скважин накладывает существенные ограничения на производи?
тельность свабирования с точки зрения прочности тягового органа
сваба, тягового усилия и мощности лебедки подъемного агрегата.

Величины предельного снижения уровня жидкости в скважине
и предельного погружения сваба под уровень жидкости (максималь-
ной высоты столба жидкости поднимаемой свабом), обеспечиваемые
данным комплексом оборудования в зависимости от максимально-
го тягового усилия лебедки подъемного агрегата, весовой характе-
ристики тягового органа (веса длины 1 пог. м), размера НКТ, плотно-
сти поднимаемой жидкости и предельного снижения уровня жидко-
сти в скважине, могут быть найдены по предложенным формулам,

В условиях снижения уровня жидкости до 1000 м в скважинах с
малым притоком свабированием по НКТ с внутренним диаметром
62 мм плашечным свабом применение агрегата типа АзИНМАШ-37
обеспечивает подъем за ход столба жидкости высотой до 1330 м объ-
емом (без учета утечек) 4,0 м3. Применение КСС-1 обеспечивает подъ-
ем с той же глубины за ход более чем вдвое меньшего объема жид-
кости. Использование в этих условиях ПКС-5 позволяет подъем с
глубины 1000 м плашечным свабом без учета утечек 0,65 м3 жидкости.
ГЛАВА 6. ВЛИЯНИЕ СВОЙСТВ ОТКАЧИВАЕМОЙ
ИЗ СКВАЖИНЫ СРЕДЫ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
ПРОЦЕССЫ СВАБИРОВАНИЯ

На процесс подъема жидкости из скважин при помощи свабов и
желонки оказывает существенное влияние вязкость откачиваемой
среды. Влияние вязкости на нагрузки в тяговом органе при свабиро-
вании рассмотрено в предыдущем разделе настоящей работы (гл. 5),
поэтому здесь уделим основное внимание влиянию вязкости на тео-
ретическую производительность рассматриваемых способов подъема
жидкости из скважин. Анализ зависимостей (4.1)—(4.11) показывает;
что на теоретическую производительность свабирования вязкость
поднимаемой жидкости может влиять через среднюю скорость сваба
или желонки, величина которой, согласно (4.4), прямо пропор-
циональна производительности рассматриваемых способов подъема.

6.1. Определение скорости движения сваба и желонки
в скважине с учетом свойств откачиваемой жидкости

Рассмотрим влияние вязкости жидкости в скважине на сред-
нюю скорость движения сваба и желонки. В течение каждого цикла
подъема продукции сваб (желонка) движется с разной скоростью на
разных участках. При спуске от устья скважины до уровня жидко-
сти в газовой среде скорость сваба (желонки) определяется скоро-
стью лебедки подъемного агрегата. После входа в жидкость вслед-
ствие действия сил вязкого трения, пропорциональных скорости
сваба (желонки), глубине погружения сваба под уровень (длине по-
грузившейся части желонки) и динамической вязкости жидкости,
происходит торможение сваба (желонки) и скорость спуска снижа-
ется. Дальнейшее погружение сваба под уровень вязкой жидкости
сопровождается увеличением длины погруженного в жидкость и
движущегося вместе со свабом тягового органа, что обусловливает
дальнейший рост силы вязкого трения по его поверхности и сниже-
ние скорости спуска сваба. Подъем желонки с порцией находящей-
ся внутри нее вязкой жидкости происходит в газовой среде и осу-
ществляется со скоростью, определяемой лебедкой подъемного аг-
регата. При подъеме сваба с порцией вязкой жидкости будут дейст-
вовать силы вязкого трения между жидкостью и стенками НКТ,
обусловливающие возникновение дополнительной нагрузки на тя-
говом органе, величина которой пропорциональна динамической
вязкости жидкости и скорости сваба. Будем полагать, что тягового
усилия и мощности применяемой лебедки достаточно для преодо-
ления этих сил при подъеме сваба с заданной скоростью. Кроме
того, ограничимся рассмотрением случая, когда скорость лебедки
(в принятых ранее обозначениях — опод ) можно считать постоян-
ной во время подъема сваба или желонки, а также во время спуска
от устья до уровня жидкости в скважине.

Поместим начало координат на устье скважины и станем от-
считывать вертикальную координату (Л) по направлению к забою.
При свабировании по НКТ уравнение движения сваба с грузом вниз
в вязкой среде в общем случае можно записать в виде

Р' +Т

св. ‘ х тяг.

+ Лоб.

(6.1)

где Рс'в — вес сваба и грузов в жидкости, Н;

Ття,_ — силы вязкого трения по поверхности тягового органа, Н;

Рлоб. — сила лобового сопротивления движению сваба, Н;

Ркп. — сила сопротивления в клапане сваба, Н;

Тгр. — силы вязкого трения по поверхности грузов, Н;

тсв. — масса сваба, кг;

«п>. — масса грузов, кг;

й — текущая глубина погружения сваба под уровень жид-
кости, м;

I— время, с.

Вес сваба и грузов в жидкости представим в виде

^св. =ё- »»св.+Рст.

тк72
'‘“гр.

(6.2)

где <1гр. — диаметр грузов, м;

Др. — длина грузов, м;

рст. — плотность стали, кг/м3.

При ходе сваба вниз жидкость проходит через клапан и каналы
сваба, при этом ее структура разрушается. Движение ленты в среде,
этой жидкости может быть рассмотрено с применением модели
безградиентного течения вязкой жидкости (течения Куэтта) [93].
Для этого случая напряжение сдвига есть

ц Як

т = — •—,

у Я1

гдеу—расстояние от плоскости ленты до стенки трубы.

Равнодействующая сил вязкостного трения, приходящаяся на
длину 1 пог. м ленты, может быть найдена, как

2
^„=4 |т Ях,
о

где 5лен. — ширина ленты, м.

Полагая, что лента движется в середине трубы, можно записать

*леп.

. Як 1 2Г Ях .Як . ^лен

0я=4цо— I —г-----=4и—агсзт—

Л о \ЯГ^

Я-^-х

V 4

Таким образом, если в качестве тягового органа используется
стальная лента, то

7’таг = -4^агс8т|	| • к—,	(6.3)

\ Я ) Я1

Если в качестве тягового органа используется канат, то для оп-
ределения силы вязкого трения по поверхности тягового органа
можно воспользоваться известной формулой Пирвердяна [92]

„	„	, Як

Т™.=-2щм\к—
аг

(6.4)

1

с, =-------

1ПОТ,

+4—+4—

«1 «1
т\-

<1

1

кан.

21пт,

Силы вязкого трения по поверхности грузов по аналогии с (6.4)
естественно искать в виде

_	_ Т (1к

^гр. ~ —2^4-4'2'^'гр. «.

аг

(6.5)

1 Л Ъ2 лЬ2
С2 =-----+ 4-2_ + 4-2-;

1пт2 а2 а2

21п/«2

Сила лобового сопротивления движению сваба

рж (с!иу

2 *	’

Р =

* лоб.

(6-6)

где сх — коэффициент лобового сопротивления сваба.
264
Силы сопротивления в шаровом клапане сваба могут быть рас-
считаны по известным зависимостям, приведенным, например, в
работе [94]:

Ркл =-Ярж

Ж

_____

агсШ1ВржМ—

\2

(6-7)

Я = 8-10“2

л2*/4

16/о2 ’

В = 8-10"6

ж/2

4/оТл ’

где_/о — площадь проходного сечения клапана, м2.

В случае применения в свабе клапана, отличающегося по кон-
струкции от шаровых клапанов скважинных насосов, использова-
ние известных зависимостей для расчета перепада давления в кла-
панах может привести к неверному результату. Получение фактиче-
ских характеристик клапанов различных конструкций требует про-
ведения экспериментов, аналогичных опытам И.С. Степановой для
шаровых клапанов скважинных насосов [95]. В то же время с уче-
томтого, что при проектировании свабов, как правило, выполняется
условие равнопроходности канала клапана сваба и кольцевого зазо-
ра между грузами и внутренней стенкой НКТ, а длина канала кла-
пана обычно на два порядка меньше длины грузов, можно заклю-
чить, что силы гидродинамического сопротивления при движении
вязкой жидкости в канале клапана сваба и перепад давления на кла-
пане будут существенно меньше сил гидродинамического сопро-
тивления движению жидкости в зазоре между грузами и НКТ. По-
этому в первом приближении при оценке влияния вязкости на сред-
нюю скорость сваба величиной Рк;,. можно пренебречь.

Лобовым сопротивлением сваба Рлоб. при имеющихся на прак-
тике скоростях также можно пренебречь^ поскольку предваритель-
ные оценки показывают, что даже при предельном значении сх = 1 в
диапазоне скоростей лебедки до 4,0 м/с величина Рлоб. не превышает
10,0 Н (при весе сваба и грузов в жидкости порядка 700 Н). С учетом
перечисленных допущений уравнение движения сваба примет вид

^св. ^тяг. ^гр. — \,Нсв.	/ , 2 

т

(6.8)

Процесс погружения сваба в жидкости, описываемый выраже-
нием (6.8), в свою очередь складывается из двух этапов, длитель-
ность которых зависит от скорости лебедки подъемного агрегата, вяз-
кости жидкости, а также размеров сваба и грузов. На первом этапе
(пока вес сваба и грузов в жидкости больше сил сопротивления) сваб
будет тонуть со скоростью, равной скорости лебедки. На втором
этапе сваб движется с переменным отрицательным ускорением. При?
мем в качестве тягового органа стальную ленту. Критическую глу-
бину, на которой движение сваба становится замедленным, опреде-

ли оч	п 1	1	&

лим из уравнения (6.8), положив —— = 0’,п = п^:, — = опод :
ш	Л

^св. 4|гЛКр.Т>Под.

(6-9)

где йкр. — глубина, на которой движение сваба становится замед-
ленным, м;

Откуда

Р'

* св.

при у

св.

Г 5

4 агент -2Ь-

I с1

И'-'под.

При у

св.

'гр.'

Лв. УЙ^под.

4М«под. агент]
V «

4 агент +

М^под.





1,
Для описания движения сваба на втором этапе необходимо ре-
шить уравнение (6.8) с начальными условиями й(0) = й'(0) = оп0Д .
Численное решение описанной краевой задачи для ряда комбина-
ций скоростей подъемника, вязкости и размеров сваба и грузов по-
казало, что ощутимое уменьшение скорости сваба происходит на
протяжении нескольких секунд с момента начала торможения (т. е.
с момента достижения свабом глубины /!1ф). В дальнейшем ско-
рость сваба меняется настолько медленно, что движение сваба
можно считать равномерным. Поскольку время замедления очень
мало по сравнению с общим временем цикла (при глубине скважи-
ны 1500 м и опод = 3,9 м/с не менее	? мин)> упро-

щения рассмотрения будем считать движение сваба в жидкости
равномерным. Заменив текущее к фиксированным Я'шф, получим
уравнение движения сваба в виде

-4Я'0ф.агсзт^^.^1)'01р. -/щ>'Оф. =0,	(6.11)

где. оДОф — скорость погружения сваба в жидкости в 1-м цикле, м/с.

Откуда для о'0ф сваба получаем

И1
^погр.

(6.12)



Уравнение движения желонки вниз в вязкой среде в общем
случае можно записать в виде

Р' л-Т л-Т 4. р

л жел. * тр.н х1р.вн. кл.

э „ а2к

лоб. “ ’жел.Рст. 1.2 *
аг

(6.13)
где ^жел. — вес желонки в жидкости, Н;

Т’тр н — силы вязкого трения по наружной поверхности желон-
ки, Н;

Утр-вн.— силы вязкого трения по внутренней поверхности же-
лонки, Н;

Объем желонки равен

V =-(р2 ~с12	,

жел.	/** погр. 9

(6.14)

где Р — наружный диаметр желонки, м.

С учетом (6.14) вес желонки в жидкости представим в виде

жел. Рст.&^жел.

(6.15)

Вязкое трение по наружной поверхности желонки опишем по
аналогии с (6.4) и (6.5):

(6.16)

Силы вязкого трения по внутренней поверхности желонки мож-
но найти из уравнения Дарси—Вейсбаха. После преобразований
получим

^р.вн.=-8дРЙ

(6.17)
Лобовым сопротивлением желонки РЛОб. пренебрежем ввиду
малости. Сопротивление в клапане Р^. также может считаться ма-
лым по конструктивным соображениям. Тогда выражение (6.13)
примет вид

& ^жел.Рст. &	Рст. ^поф. у

(6.18)

Как и в случае свабирования, в зависимости от параметров
процесса могут иметь место.равномерное погружение желонки, за-
медленное погружение, а также их комбинация. Уравнение для оп-
ределения Акр. в пределах длины желонки имеет вид

Рж

Рст. ^ПОф. ;

Откуда

-^Ф.ипол€А+М=°-

(6-19)

Лкр.

_______Рст._____

_Р^ + И^(у+8п)
ЯПОф. $гжел. V*

(6.20)

Представляет интерес величина вязкости |дкр., при которой же-
лонка начнет двигаться замедленно. Положив к*?. = Нт1р_, ее нахо-
дим из уравнения

1--^
< Рст.,

- РчЛ1Юф.ипод.(/1 + 8л)=0.	(6.21)

= Я^(Рст.-Рж)

* Нптрртд^+8пУ

(6.22)

Как следует из (6.22), величина ркр. обратно пропорцио-
нальна скорости лебедки подъемного агрегата. В нашем случае
при опод = 1,0 м/с Цкр. = 0,179 Па-с; при опол = 2,0 м/с Цкр. = 0,089 Па-с;

при Ъпод = 4,0 м/с ркр. = 0,045 Па-с.

Уравнение (6.18) решалось численными методами с начальны-
ми условиями /г(0) = /гкр.; /г'(0) = опод . При этом конечной целью
вычислений было получение средней скорости погружения желон-
ки по формуле

«»р.(6.23)

^дод.

где I — время движения желонки с отрицательным ускорением, с.

С учетом (6.12) и (6.23) средняя за цикл скорость сваба (желон-
ки) может быть найдена как

4 =

погр.

^ПОф.

пгг/ I [т/

нач. "Г 11 поф.

и под.

(6.24)

Таким образом, получены формулы для расчета скорости дви-
жения сваба и желонки при подъеме жидкости из скважин свабами
по насосно-компрессорным трубам и с помощью желонки по экс-
плуатационной колонне с учетом свойств откачиваемой жидкости и
параметров откачки, позволяющие оценить степень влияния отме-
ченных факторов на производительность свабирования.
6.2.	Влияние на скорость движения сваба и желонки
вязкости откачиваемой жидкости, глубины погружения
сваба под уровень жидкости, начального уровня в скважине,
скорости лебедки подъемного агрегата и массы грузов

Для иллюстрации влияния различных факторов на среднюю
скорость движения сваба (желонки) примем следующие диапазоны
изменения основных технических и технологических параметров.
Длину желонки примем равной 30 м; наружный диаметр желонки —
108 мм, внутренний — 100 мм. Максимальную глубину спуска сва-
ба будем соотносить со скважинами средней глубины, т. е. варьиро-
вать от 0 до 1500 м. Внутренний диаметр НКТ примем равным 62 мм,
внутренний диаметр эксплуатационной колонны — 132 мм. Грани-
цы рассматриваемого диапазона изменения динамической вязкости
жидкости в скважине выберем в виде 0,001 Па-с < р < 5,0 Па-с по
следующим соображениям. Нижняя граница (0,001 Па-с) соответст-
вует вязкости воды. Что касается верхней границы интервала, то в
основу определения верхнего предела вязкости может быть поло-
жена принципиальная возможность извлечения продукции из недр
через скважины. При составлении классификаций нефтей в разных
странах мира в качестве предельной их вязкости обычно принима-
ется величина 5,0 Па-с [74, 96, 97]. Скорость лебедки подъемника
меняется от 1,0 до 4,0 м/с. Диаметры грузов при свабировании —
50; 40 и 36 мм, поскольку сваб с грузом диаметром 50 мм использу-
ется в комплексах оборудования для свабирования КСС-1 и АзИН-
МАШ-37, прошедших приемочные испытания и рекомендованных
в производство [3, 4, 24]. Сваб с грузом диаметром 40 мм — опыт-
но-конструкторский вариант. Диаметр груза 36 мм является мини-
мально допустимым по конструктивным соображениям, кроме того,
в американских комплексах для свабирования также используются
грузы диаметром до 36 мм [1].

Далее приведен ряд графиков, отражающих влияние вязкости
жидкости и условий откачки на скорость движения сваба и же-
лонки на различных этапах цикла откачки и среднюю скорость в
цикле.

График зависимости /гкр. от вязкости в диапазоне до 1,0 Па-с для
грузов диаметром 50 и 36 мм и скоростей лебедки 1,0; 2,0 и 4,0 м/с
^представлен на рис. 6.1.
1600

Рис. 6.1. Зависимость глубины погружения сваба,
на которой силы сопротивления движению становятся равными весу сваба
и грузов, от вязкости откачиваемой жидкости:

1,2,3 — груз диаметром 50 мм, опод = 1,0; 2,0 и 4,0 м/с, соответственно;

4, 5, 6—груз диаметром 36 мм, опод = 1,0; 2,0 и 4,0 м/с, соответственно

Зависимость скорости погружения сваба с грузом диаметром
50 мм в жидкости от глубины погружения под уровень для не-
скольких значений вязкости жидкости приведена на рис. 6.2.

Зависимость скорости погружения сваба с грузами диаметром
50; 40 и 36 мм в жидкости (глубина погружения под уровень жид-
кости 350 м) от ее вязкости показана на рис. 6.3.
Глубина погружения под уровень жидкости, м

Ряс. 6.2. Зависимость скорости погружения сваба с грузом диаметром 50 мм
от глубины погружения под уровень жидкости в НКТ диаметром 62 мм:
11; 2; 3;4; 5; б— динамическая вязкость откачиваемой жидкости
соответственно 0,5; 1,0; 2,0; 3,0; 4,0 и 5,0 Па-с
Рис. 6.3. Зависимость скорости погружения сваба с грузами диаметром
50; 40 и 36 мм (глубина погружения подуровень 350м, диаметр НКТ 62 мм)
от вязкости откачиваемой продукции:

1, 2, 3 — погружение сваба с грузами диаметром соответственно 50; 40 и 36 мм

Результаты расчетов средней скорости погружения желонки в
жидкости в зависимости от ее вязкости иллюстрирует рис. 6.4.

На рис. 6.5 представлена зависимость средней за цикл скорости
сваба с грузом диаметром 50 мм от глубины погружения под уро-
вень жидкости при начальном уровне в скважине 500 м. Скорость
лебедки 1,0 м/с.

Рис. 6.6 иллюстрирует результаты сравнения зависимости
средней за цикл скорости сваба с грузом диаметром 50 мм и желон-
ки длиной 30 м от начального уровня в скважине. Глубина погру-
жения сваба под уровень жидкости принята равной 350 м, скорость
лебедки 1,0 м/с.
скорость погружения

Рис. 6.4. Зависимость средней скорости погружения
желонки длиной 30 м от вязкости откачиваемой
продукции:

ю	1,2,3 —погружение желонки при скоростях лебедки

соответственно 1,0; 2,0 и 4,0 м/с
Средняя за цикл скорость сваба

Глубвва погружения под уровень жидкости, м
Рис. 6.5. Зависимость средней за цикл скорости сваба
с грузом диаметрам 50 мм от глубины погружения подуровень
жидкости в НКТ диаметром 62 мм при начальном уровне
в скважине 500м, скорости лебедки 1,0 м/с:
при вязкости откачиваемой продукции: 1,2,3,4,5,6,7—равной
0,001; 0,5; 1,0; 2,0; 3,0; 4,0 и 5,0 Па-с, соответственно
Рис. 6.6. Зависимость средней за цикл скорости сваба с грузом диаметрам
50 мм в НКТ диаметром 62 мм и желонки длиной 30 м от начального уровня
в скважине. Глубина погружения сваба подуровень жидкости 350м,
скорость лебедки 1,0 м/с:

1,2, 3,4,5,6,7—средняя скорость сваба при откачке жидкости вязкостью
соответственно 0,001; 0,5; 1,0; 2,0; 3,0; 4,0 и 5,0 Па-с;

8, 9,10,11,12,13 н 14—средняя скорость желонки при откачке жидкости
с теми же значениями вязкости
Зависимость средней за цикл скорости сваба и желонки длиной
30 м от вязкости для скоростей лебедки 1,0; 2,0 и 4,0 м/с показана
на рис. 6.7. При этом глубина погружения сваба под уровень жид-
кости принята равной 350 м, начальный уровень в скважине — 500 м.

Динамическая вязкость жидкости, Па*с

Рис. 6Л, Зависимость средней за цикл скорости сваба в НКТ диаметрам 62 мм
и желонки длиной 30 м от вязкости. Глубина погружения сваба под уровень
жидкости 350м, начальный уровень в скважине 500м,
скорость лебедки 1,0; 2,0 и 4,0 м/с:

1,4,7—сваб с грузом диаметром 50 мм при скорости лебедки соответственно 1,0;
2,0 и 4,0 м/с; 2,5,8—свабсгрузом диаметром 40 мм при тех же скоростях лебед-
ки; 3,6,9 — сваб с грузом диаметром 36 мм при тех же скоростях лебедки; 10,11
и 12—желонка при тех же скоростях лебедки
Рис. 6.8. Зависимость средней за цикл скорости сваба с грузам
диаметрам 50 мм в НКТ диаметрам 62 мм от скорости ле-
бедки при начальном уровне в скважине 500м и погружении
сваба подуровень жидкости на 350м:
1,2,3,4,5,6—откачка жидкости вязкостью
соответственно 0,5; 1,0; 2,0; 3,0; 4,0 и 5,0 Па-с

Скорость лебедкн, м/с

Рис. 6.9. Зависимость средней за цикл скорости желонки
длиной 30 м от скорости лебедки при начальном уровне
в скважине 500 м:

1,2,3,4,5,6 — откачка жидкости вязкостью
соответственно 0.5:1.0:2.0:3.0:4.0 и 5.0 Па-с
На рис. 6.8 приведены зависимости средней за цикл скорости
сваба с грузом диаметром 50 мм в НКТ диаметром 62 мм от скоро-
сти, лебедки для нескольких значений вязкости откачиваемой жид-
кости при начальном уровне в скважине 500 м и погружении сваба
под уровень жидкости на 350 м.

На рис. 6.9 зависимости средней за цикл скорости желонки
длиной 30 м от скорости лебедки при начальном уровне в скважине
500 м показаны для значений вязкости 0,5; 1; 2; 3; 4 и 5 Па-с.

Сравнить влияние скорости лебедки подъемного агрегата на
среднюю скорость сваба и желонки дает возможность рис. 6.10, на
котором приведены соответствующие кривые для сваба и желонки
при вязкости откачиваемой жидкости соответственно 0,5; 1,0 и
5,0 Па-с.

Рис. 6.10. Зависимость средней за цикл скорости сваба с грузами диаметром 50 мм
в НКТ диаметрам 62 мм и желонки длиной 30 м от скорости лебедки при началь-
ной уровне в скважине 500м и погружении сваба под уровень жидкости на 350мг
1,2,3—откачка желонкой при вязкости жвдкости соответственно 0,5; 1,0 и 5,0 Па-с;

4,5,б—свабирование при вязкости жидкости соответственно 0,5; 1,0 и 5,0 Па-с
Рис. 6.11. Зависимость средней за цикл скорости сваба в НКТ
диаметрам 62 мм от длины грузов. Глубина погружения
подуровень жидкости 350м:

1,2,3 — вязкость жидкости 0,025 Па-с; 4,5,6—низкость жид-
кости 0,5 Па-с; 7, 8, 9—вязкость жидкости 1,0 Па-с.

Диаметр грузов во всех случаях (1—9)
соответствовал 36,40 и 50 мм

Рис. 6.12. Зависимость средней за цикл скорости сваба в НКТ
диаметрам 62 мм от длины грузов. Глубина погружения
подуровень жидкости 1000м:

1,2,3—вязкость жидкости 0,025 Па-с; 4,5,6—вязкость
жидкости 0,5 Па-с; 7,8, 9—вязкость жидкости 1,0 Па-с.

Диаметр грузов во всех случаях (1—9)
соответствовал 36.40 и 50 мм
На рис. 6.11 и 6.12 представлены кривые, иллюстрирующие
влияние массы грузов (их длины при фиксированном диаметре) на
среднюю за цикл скорость сваба с грузами диаметром 36,40 и 50 мм
при свабировании на канате диаметром 15 мм по НКТ диаметром
62 мм. Скорость лебедки подъемника принята равной 3,9 м/с, на-
чальный уровень в скважине — 500 м, вязкость жидкости 0,025; 0,5
и 1^0 Па-с. Глубина погружения сваба под уровень жидкости при-
нята равной 350 м (см. рис. 6.11) и 1000 м (см. рис. 6.12).

6.3.	Выводы

Выполненный анализ влияния вязкости на производительность
технологических процессов периодического подъема жидкости из
скважин свабом позволяет заключить следующее.

Вязкость скважинной жидкости оказывает существенное влия-
ние на скорость погружения сваба и желонки под уровень жидко-
сти, снижает среднюю скорость в цикле и тем самым ограничивает
производительность подъема жидкости из скважин.

Вместе с тем вязкость скважинной откачиваемой продукции
влияет на снижение производительности при подъеме ее свабом в
значительно большей степени, чем при использовании желонки.
Это обусловлено тем, что необходимое погружение сваба под уро-
вень жидкости существенно превышает необходимое погружение
желонки (как правило, на порядок, поскольку рекомендуемое по-
гружение сваба составляет сотни метров [24], а необходимое по-
гружение желонки равно ее длине и ограничивается по техниче-
ским причинам десятками метров).

Для условий эксплуатации скважин средней глубины по степе-
ни влияния на среднюю скорость цикла при свабировании по НКТ
могут быть условно выделены три зоны:

первая — когда величина динамической вязкости жидкости в
скважине лежит в диапазоне от 0,001 до 0,8... 1,0 Па-с;

вторая — от 0,8... 1,0 до 2,0 Па-с и третья — свыше 2,0 Па-с.

Для первой зоны характерны наиболее интенсивная зависи-
мость скорости погружения сваба под уровень жидкости от ее вяз-
кости и ощутимая реакция параметров процесса на варьирование
начальных условий, таких, как скорость движения сваба в газовой
среде (скорость лебедки), глубина погружения сваба под уровень
жидкости, масса грузов и др.

Вторая зона является переходной и характеризуется постепен-
ным уменьшением влияния на среднюю за цикл скорость сваба с
ростом вязкости упомянутых параметров и условий процесса.

Третья зона характеризуется тем, что скорость погружения
сваба с грузами в жидкости становится настолько малой, что влия-
ние на среднюю скорость других параметров процесса оказывается
практически неощутимым. Единственным параметром, который про-
должает заметно влиять на среднюю за цикл скорость, остается глу-
бина погружения сваба под уровень жидкости.

С точки зрения достижения наибольшей производительности
при подъеме из скважин свабом жидкости, динамическая вязкость
которой не превышает 1,0 Па-с, целесообразно увеличение массы
грузов за счет их удлинения.

Подъем из скважин жидкости вязкостью свыше 1,0 Па-с свабом
при применении традиционной техники и технологии малопроиз-
водителен и не отвечает требованиям практики. Для увеличения
производительности необходимо либо дополнительное технологи-
ческое воздействие на саму скважинную жидкость, обеспечиваю-
щее существенное снижение ее вязкости (тепловое, химическое,
физическое, физико-химическое и др.), либо применение техноло-
гических приемов, обеспечивающих устранение влияния вязкости
на скорость спуска сваба, например способа, описанного в работах
[79, 93]. Одним из возможных решений проблемы может быть
применение способа подъема жидкости свабом с его спуском при
каждом ходе в незаполненную вязкой жидкостью колонну НКТ
[79]. Однако применение этого способа требует решения некото-
рых технических вопросов, обусловленных необходимостью ос-
тавления сваба в нижней части НКТ в период накопления продук-
ции в скважине.

Производительность свабирования с применением желонки во
всем рассмотренном диапазоне изменения вязкости жидкости до
5,0 Па-с в существенной мере зависит от скорости движения же-
лонки в газовой среде до входа и после выхода ее из вязкой жидко-
сти и может быть увеличена за счет увеличения скорости лебедки
подъемника.

В нашей стране промышленно разрабатываемые скважинны-
ми методами месторождения высоковязких нефтей характеризу-
282
ются вязкостью ее в пластовых условиях до 0,5 Па-с [97]. Более
высокие значения вязкости характерны для водонефтяных эмуль-
сий и пенных структур, образующихся в результате искусственных
воздействий на скважинную среду, свойственных различным тех-
нологическим процессам при эксплуатации скважин [94, 96]. В
связи с этим, а также с учетом того, что при периодическом подъ-
еме жидкости из скважин свабом или желонкой отсутствуют фак-
торы воздействия на скважинную среду, обусловливающие обра-
зование стойких тонкодисперсных высоковязких водонефтяных
эмульсий, рассматриваемые способы подъема жидкости представ-
ляются перспективными как для вызова притока при освоении
скважин, так и при пробной эксплуатации в случае высокой вязко-
сти продукции. Кроме этого, в ряде случаев может оказаться эко-
номически целесообразной и постоянная эксплуатация малоде-
битных скважин на месторождениях высоковязких нефтей перио-
дическим подъемом из них продукции свабом с применением пе-
редвижных подъемных установок. Для отбора из скважин эмуль-
сий вязкостью 1,0 Па-с и более может быть эффективно применена
желонка.
ГЛАВА 7. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ
ИЗ СКВАЖИН СВАБАМИ

Технологическая эффективность свабирования, как и других
способов подъема жидкости из скважин, характеризуется в первую
очередь коэффициентом подачи. Величина последнего при приме-
нении желонки с достаточной для практического применения точ-
ностью может считаться равной единице, поскольку желонка, как
уже отмечалось, может быть поднята к устью практически без по-
терь жидкости. При свабировании коэффициент подачи зависит от
технических характеристик оборудования, условий откачки и ряда
других факторов. Влияние части из этих факторов не поддается
теоретическому описанию в силу непредсказуемого характера их
возникновения и должно определяться экспериментальным путем с:
последующим внесением соответствующих поправок в теоретиче-
ские формулы. Для определения коэффициента подачи сваба и фак-
торов на него влияющих, рассмотрим цикл подъема жидкости из
скважины свабом по колонне НКТ, используя обозначения соглас-
но рис. 7.1, и пренебрегая в первом приближении изменением
уровня в скважине за счет притока жидкости из пласта во время

спуска-подъема сваба.

Рис. 7.1. Схема цикла
свабирования по НКТ:
а — перед началом подъема
сваба; б — при подъеме в
момент выхода сваба из-под
уровня жидкости.

1 — эксплуатационная колон-
на; 2 — колонна НКТ; 3 —
сваб; 4, 5 — начальный и ко-
нечный уровни в скважине в
цикле свабирования
7.1. Определение объема утечек и коэффициента подачи
при подъеме жидкости из скважин свабами

По определению коэффициент подачи есть отношение факти-
ческой подачи жидкости к теоретической. Поэтому в общем виде
можно записать:

V1 _ у'	у1

=	у1- = 1 -

под- у‘	у‘

(7.1)

где К‘тл — коэффициент подачи в 1-м цикле;

V1— теоретический объем поднимаемой за ход сваба в /-м
цикле жидкости, определяемый согласно (2.5), м3;

Ирт. — объем утечек при подъеме столба жидкости свабом с
заданной глубины в г-м цикле, м3.

При свабировании скважин с высоким начальным уровнем, ко-
гда глубина погружения сваба превышает расстояние от уровня до
устья скважины, подача жидкости на устье начинается до того, как
сваб выйдет из-под уровня жидкости в скважине. В таком режиме
перепад давления на свабе не достигает максимального значения и
утечки не велики. По мере снижения уровня в скважине в процессе
откачки или при свабировании скважин с изначально низким уров-
нем жидкости сваб при подъеме со столбом жидкости выходит из-
под уровня, утечки становятся максимальными в результате дости-
жения максимальной величины перепада давления на свабе. При
подходе к устью скважины с началом подачи жидкости перепад
давления на свабе по мере вытеснения жидкости и соответственно-
го уменьшения высоты столба жидкости над свабом уменьшается, в
результате чего уменьшаются и утечки жидкости через зазор между
сзабоми стенкой НКТ. В этом случае общий объем утечек за время
подъема сваба складывается из объемов утечек при движении сваба
на выделенных участках:

^. = ^л + ^.2 + ^.з.	(7.2)

где Кртд — объем утечек за время подъема сваба от крайнего ниж-
него положения — глубины спуска сваба, определяемой
из (5.10), до конечного уровня в цикле, положение кото-
рого согласно (5.9) задается координатой Я„ач + МН‘потр
и соответствует выходу сваба из-под уровня жидкости
в скважине (см. рис. 7.1, б). На этом участке утечки
происходят под действием перепада давления на свабе,
увеличивающегося при постоянной скорости подъема
сваба линейно от нуля до максимального значения:

сашах' Рж&^погр.»

1^.2 — объем утечек за время подъема сваба с глубины, равной
расстоянию от устья до уровня жидкости в скважине в
момент выхода из под него сваба, до положения сваба
в момент начала подачи жидкости на устье. На этом уча-
стке движения сваба перепад давления на нем, пренебре-
гая в первом приближении уменьшением высоты стол-
ба жидкости над свабом вследствие утечек, можно при-
нять постоянным и равным максимальному значению;

й'рт.з — объем утечек за время движения сваба от момента на-
чала подачи жидкости до крайнего верхнего положения
(будем полагать — до устья скважины). В этот период
перепад давления на свабе при постоянной скорости его
подъема линейно уменьшается от своего максимально-
го значения до нуля (или давления в системе сбора).

Расход утечки жидкости через зазор между свабом и НКТ зави-
сит от типа и конструкции сваба. Наибольшее распространение на
практике получили свабы корзинчатого [1,24] и плашечного типов
[34—43]. Выражение д ля определения расхода утечки жидкости че-
рез плашечный сваб с поджимом уплотняющих плашек к стенке
НКТ за счет упругих элементов (см. рис. 1.80, а), полученное с уче-
том результатов стендовых испытаний на воде свабов, состоящих из
нескольких последовательно соединенных наборов уплотняющих
плашек (секций), имеет вид [37]:

га

где Рх — площадь поперечного сечения внутреннего канала НКТ, м2;
буг. — расход утечки, м^/с;

ДР — перепад давления на одной секции, Н/м2;

г— число последовательно установленных наборов уплотняю-
щих плашек (секций) в свабе;

& — безразмерный коэффициент, характеризующий гидравличе-
ское сопротивление одной секции, и равный в случае сваба
диаметром 62 мм с упругим поджимом плашек [37] 18400.

Учитывая, что перепад давления на свабе в г-м цикле пропор-
ционален высоте столба жидкости над ним и считая коэффициент
гидравлического сопротивления плашечных свабов прямо пропор-
циональным числу секций, выражение (7.3) можно представить в
более общем виде:

(7.4)

где ^св.— безразмерный коэффициент, характеризующий гидрав-
лическое сопротивление сваба конкретного типа;

Кт— коэффициент, характеризующий качество внутренней по-
верхности колонны НКТ (для отечественных новых НКТ
с муфтовыми соединениями с конической резьбой, при ус-
ловии качественного шаблонирования труб перед спус-
ком их в скважину шаблоном соответствующего данно-
му свабу диаметра, в первом приближении можно при-
нять значение К? равным 0,8).

На практике при свабировании, из соображений безопасности,
сваб, как правило, не доводится до устья на некоторую величину
(это обусловлено тем, что во многих неспециализированных ком-
плексах для свабирования отсутствуют средства контроля подхода
сваба к устью скважины), которая измеряется десятками метров
[24]. С учетом того, что сваб не доводится до устья в крайнем верх-
нем положении, выражения (7.4), а также того, что объем утечки
представляет собой произведение расхода утечки и времени дви-
жения сваба на каждом выделенном участке, полагая линейным
увеличение и уменьшение перепада давления на свабе Рсв. на пер-
вом и третьем участках, приняв постоянной скорость подъема сваба
и пренебрегая уменьшением высоты столба жидкости над свабом
из-за утечек, запишем выражения для объема утечек на выделен-
ных участках:
где Н'о^ — расстояние, на которое сваб не доводится до устья
скважины в 1-м цикле, м.

Или, используя выражение (5.9), через конечный уровень в
цикле

Подставив (7.5) и (7.6) в (7.2) и учитывая, что сваб не доводит^
ся до устья на некоторое расстояние, получим

2еН^р_
	  1	*Т"		 *	—-----г
I"1 под......................I ^Эсв.-^под.

погр. ост.

^под.

(7.7)

и, аналогично.
8^7поп>.

2Л>п>.

п кон. п погр.

похр.

(7.8)

•СВ.

под.

__ Т-Г *
похр. 11 ост.

+ Р Н‘ .
X ,11 ост_

Пренебрежем в первом приближении объемом жидкости, вы-
тесняемым тяговым органом, — при использовании в НКТ с =
= 0,0625 м каната с <4,^ = 0,015 м ошибка составит порядка 5,6 %,
при применении в тех же НКТ стальной ленты — 2,0 %. Тогда,
подставив (7.7) или (7.8) в (7.1) с учетом (4.5) или (4.6'), можно по-
лучить выражение для коэффициента подачи сваба в /-м цикле:

(7.9)

’ где С\ = (1 - д/2 )(1 - М);

И1

л, —	ост.

Д'/------:	’ •

11 похр.

(7.Ю)

где С2 = (1 - л/2 - м).

С\,и С2 — геометрические параметры, значение которых зависит
только от соотношения диаметров НКТ и эксплуата-
ционной колонны. Таким образом, выражения (7.9) и
(7.10) устанавливают связь между коэффициентом
подачи, технической характеристикой оборудования
(«„од.; %св.; Н^) и технологическим параметром
77наЧ. (или, имея в виду (5.9), Н‘К011).
Заметим, что, пренебрегая при выводе выражения для коэффи-
циента подачи уменьшением столба жидкости над свабом из-за уте-
чек, мы тем самым пренебрегаем уменьшением перепада давления
на свабе во время его движения вверх на каждом из выделенных уча-
стков (см. (7.3) и (7.4)) или, что то же самое, слегка увеличиваем объ-
ем утечек за время подъема сваба, внося в силу этого некоторый
запас в результаты расчетов. Такой подход представляется оправдан-
ным, поскольку это, во-первых, существенно упрощает выкладки, а
во-вторых, эмпирический коэффициент Кт имеет на практике очень
большой и, главное, непредсказуемый разброс даже на одной скважи-
не. Кроме того, коэффициент ^в., характеризующий гидравлическое
сопротивление свабов конкретной конструкции, как правило, опреде-
ляется методом статической проливки в силу его более простой ре-
ализации по сравнению с динамическим методом, что также может
вносить в результаты расчетов определенную погрешность. Поэтому
априори ясно, что усложнение математической модели, связанное с
учетом уменьшения высоты столба жидкости над свабом из-за уте-
чек, не повлечет за собой заметного повышения точности результа-
тов. С учетом изложенного в дальнейшем будем считать, что коэф-
фициент подачи при свабировании с достаточной для практического
применения точностью описывается выражениями (7.9) или (7.10).

Из (7.9) и (7.10) в частности следует, что для каждого заданного
сочетания параметров (Я'ач,’гН1 ; %св.) существует предельная ми-
нимальная скорость сваба, при достижении которой подача в цикле
уменьшается до нуля. Решение уравнения К'од = 0 относительно ско-
рости сваба дает после несложных алгебраических преобразований

ё^ПОГО.

Н

(7.И)

ГТ
11 погр.

где — предельная минимальная скорость сваба, при которой

подача в цикле равна нулю, м/с.
С целью дренирования и очи-
стки призабойной зоны пласта пе-
риодическим приложением глубо-
ких депрессий может применяться
схема свабирования скважины с па-
кером, показанная на рис. 7.2.

Главное отличие процесса подъ-
ема жидкости свабом в этом случае
обусловлено перекрытием кольцево-
го пространства между эксплуата-
ционной колонной и НКТ пакером,
в результате чего вся притекающая
из пласта в скважину жидкость по-
ступает в колонну НКТ.

Значения коэффициента подачи
при свабировании скважин с пакером
будут несколько отличаться от оп-
ределенных для случая свабирова-
ния скважины, в которой полость
НКТ сообщается с межтрубным про-
странством, вследствие иных усло-
вий подъема жидкости, а именно,
отсутствия участка движения сваба
под уровнем жидкости с перемен-
ным перепадом давления на нем.

Следуя логике, принятой при
предыдущем изложении, для случая
свабирования скважины с пакером
при ходе сваба со столбом жидко-
сти над ним вверх можно выделить
два участка. Первый — от крайнего

Рис. 7.2. Схема свабирования по
НКТ сквазкин с пакером:

1 — эксплуатационная колонна;

2 — колонна НКТ; 3 — сваб;

4 — пакер

нижнего положения, определяемого

глубиной спуска сваба к'а

до положения сваба, при котором начи-

нается подача жидкости на устье скважины; второй — до конца
хода вверх (положение этой точки определяется расстоянием, на
которое сваб не доводится до устья скважины). Выражения для оп-
ределения объема утечек на выделенных участках выглядят анало-
гично^?.^)
(5.13)

Соответственно выражение для объема утечек за все время
подъема жидкости примет вид

Г
л т

Г1 = —
ут.

ё^потр.

^под.

+Н‘
^погр.

(7.14)

а коэффициент подачи в /-м цикле для случая свабирования сква-
жины с пакером может быть представлен как

' =1-
под.

й^погр.

'СВ.

•^т^под.

'‘7погр.

-Лг (7.15)

Аналогично через конечный уровень в цикле

Сд.

К
°под_

гг*

7^погр.

-К. (7-16)

В части, касающейся свабирования непосредюственно по экс-
плуатационной колонне, заметим, что в этом случае фазы техноло-
гического процесса, а также механизм подъема жидкости являются
теми же, что и при свабировании скважин с пакером. Следователь-
но, зависимости (7.14)—(7.16) применимы и в случае подъема жвд-
кости из скважины свабом по эксплуатационной колонне. При ис-
пользовании этих выражений под необходимо понимать пло-
щадь сечения эксплуатационной колонны, а также эксперименталь-
292
нйм путем (пользуясь, например, выражением (7.4)) получить ве-
личину коэффициента гидравлического сопротивления ^п. для сва-
ба конкретной конструкции и размера.

В заключение следует отметить, что выражение (7.15) получа-
ется из (7.9), если в последнем положить С1 = 0. В то же время, для
случая свабирования непосредственно по эксплуатационной колон-
не коэффициент С\ «автоматически» принимает нулевое значение,
гак как в этом случае М= 1. Поэтому (7.9) можно считать обоб-
щенным выражением для коэффициента подачи при свабировании,
о котором для случая свабирования скважин с пакером необходимо
геометрический коэффициент С1 положить равным нулю. В свою
очередь (7.16) получается из (7.10), если С2 = -72. С другой сто-
]юны, поскольку при свабировании по эксплуатационной колонне
А/ = 1, то коэффициент С2 принимает значение - 72 , после чего (7.10)
совпадает с (7.16). Таким образом, (7.10) также является обобщен-
ным выражением для коэффициента подачи при свабировании, в
котором для случая свабирования скважин с пакером и непосредст-
венно по эксплуатационной колонне необходимо геометрический
коэффициент С2 положить равным - 72 .

7.2.	Экспериментальное исследование утечек и определение
коэффициентов, характеризующих гидравлическое
сопротивление свабов различных типов

С целью определения фактического значения коэффициентов,
характеризующих гидравлическое сопротивление свабов, экспери-
ментальным путем, а именно, методом статических проливок, в
ТагЫШИнефти создан стенд, аналогичный описанному в [37]. Схе-
ма стенда представлена на рис. 7.3.

Испытания проводились следующим образом. На вход ресиве-
ра 12 подавалась от насоса вода под высоким давлением. Перепад
давления, соответствующий заданной глубине погружения сваба
под уровень жидкости, создавался в полости труб над свабом путем
открытия и регулировки дроселлируюгцими вентилями 9, 10, 11 и
отслеживался по манометру 14. Затем открывался дроселлирующий
вентиль 2 и, с помощью вентилей 9,10,11, вновь создавался необ-
ходимый перепад давления в полости над свабом. После этого за-
Рис. 7.3. Схема стенда для испытания свабов:

1 — мерная емкость; 2, 9,10,11 — дросселлирующие вентили; 3,14 — манометр;
4 — сваб; 5 — трубы; 6 — муфта; 7 — мандрель; 8 — крышка; 72 — ресивер-

73 — основание

мерялся расход утечки. Далее выставлялась новая величина пере-
пада давления и цикл замеров повторялся.

Коэффициент, характеризующий гидравлическое сопротивле-
ние свабов, рассчитывался по формуле, полученной из (7.4):

арС.

8р»

(7.17)

где 7,(ЗМ

время измерения, с.
Поскольку отечественный стандарт на НКТ ГОСТ 633—80 по-
зволяет значительный допуск на толщину стенки, внутренний диа-
метр труб имеет существенный разброс, в частности для самых рас-
пространенных НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм
ТОСТ 633—80 предусматривает допуск на толщину стенки О...12,5 %,
что соответствует разбросу внутреннего диаметра труб от 62, до
63,4 мм. С целью оценки влияния этого разброса (в пределах стан-
дарта) для стенда были подобраны патрубки из НКТ минимального,
максимального и промежуточного размеров, причем патрубки с ми-
нимальным и максимальным внутренним диаметром — новые, с чис-
той внутренней поверхностью, а промежуточного размера — быв-
шие в употреблении, с частично прокорродировавшей поверхностью.
Отклонения от круглой формы внутреннего сечения патрубков ха-
рактеризуются максимальной и минимальной величинами диаметров.
Патрубок минимального размера характеризуется минимальной ве-
личиной внутреннего диаметра 61,6 мм, максимальной— 62,0 мм,
для краткости будем в дальнейшем характеризовать данный патрубок
средним диаметром ^нкт =61,8 мм. Патрубок промежуточного раз-
мера характеризуется минимальным внутренним диаметром 62,4 мм,
максимальным — 63,2 мм, = 62,8 мм. Патрубок максималь-
ного размера характеризуется минимальным внутренним диамет-
ром 63,2 мм, максимальным — 63,5 мм, с11^ = 63,35 мм.

Методика исследований предусматривала не менее чем трех-
кратное дублирование замеров при одних и тех же значениях варь-
ируемых параметров и получение зависимостей расхода утечки бут.
и коэффициента, характеризующего гидравлическое сопротивление
сваба ^св., от перепада давления на свабе ДР.

Испытаниям подвергались свабы производства Бугульминско-
,ю филиала ВНИИнефти:

•	три серийных образца свабов плашечного типа (см. рис. 1.80, б),
состоящих из трех наборов герметизирующих элементов
(секций) каждый (в дальнейшем для краткости «образец 1»,
«образец 2» и «образец 3»), изготовленные по ТУ А. 144.000
и отличающиеся только отклонениями размеров в пределах
установленных конструкторской документацией допусков;

•	опытный образец сваба плашечного типа, скомпонованный
из четырех наборов герметизирующих элементов (секций)
по Пат. 2142578 РФ (в дальнейшем опытный образец);
» манжетный сваб корзинчатого типа (см. рис. 1.73) с номи-
нальным диаметром 61,0 мм.

Наряду с проливкой единичных свабов, испытаны возможнее
комбинации однотипных образцов 1, 2 и 3 при их последователь-
ной установке.

Результаты экспериментов представлены на рис. 7.4—7.29.
Для сопоставления пунктиром на рис. 7.16—7.18 и 7.20—7.22 по-
казаны полученные Б.П. Корневым и Р.А. Храмовым [37] значе-
ния коэффициентов, характеризующих гидравлическое сопротив-
ление плашечных свабов с поджимом плашек за счет упругих эле-
ментов (см. рис. 1.80, а).

Рис. 7.4. Зависимости расхода утечки от перепада давления на свабах;

1 — опытный образец, 2,3 и 4—образцы 1,2 и 3;

□, О, О, А—экспериментальные точки
Перепад давления на свабе, МПа

Рис. 7.5. Зависимости расхода утечки от перепада
давления для комбинаций двух образцов свабов;

Л1НКТ = 61,8 мм:

1 —1,2;2—2,1;3 —1,3;4 —3,1;5—2,3;б—3,2;

□, О, О, А, ®, —экспериментальные точки
0	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0

Перепад давления на свабе, МПа

Рис. 7.6. Зависимостирасходаутечки от перепада давления
для комбинаций из трех образцов свабов; </1ВКТ - 61,8 мм:
1 —1,2,3;2—2,1,3;3 — 2,3,1;4 — 3,1,2;
5—1,3,2;б—3,2,1;

□, О, О, Д, ®,  — экспериментальные точки
Перепад давления на свабе, МПа

Рис. 7.7. Зависимости расхода утечки от перепада давления
на манжетном свабе корзинчатого типа;	= 61,8 мм:

1 — при возрастании; 2 — при уменьшении давления;

О, О — экспериментальные точки

Перепад давления на свабе, МПа

Рис. 7.8. Зависимостирасходаутечки от перепада
давления на свабах;	= 62,8 мм:

1 — опытный образец; 2,3 и 4 — образцы 1,2 и 3;

О, О, О, Д—экспериментальные точки
Перепад давления на свабе, МПа

Перепад давления на свабе, МПа

299

Рве. 7.9. Зависимости расхода утечки от перепада
давления для комбинаций двух образцов свабов;

= 62,8 мм:

7 — 1,2; 2 —2,1;3 —1,3; 4 — 3,1;5 — 2,3;6—3,2;

□, О, О, А,  — экспериментальные точки

Рис. 7.10. Зависимости расхода утечки от перепада давления
для комбинаций из трех образцов свабов;	- 62,8 мм:

7 — 1,2,3;2—2,1,3;3 —2,3,1;^—3,1,2;
5—1,3,2; 6 — 3,2,1;

□, О, О, А,  — экспериментальные точки
Перепад давления на свабе, МПа

Рис. 7.11. Зависимостирасходаутечки от перепада
давления на манжетном свабе корзинчатого типа;
^2°^ - 62,8 мм:

• ♦—экспериментальные точки
0	0,2	0,4	0,6	0,8	1,0

Перепад давления на свабе, МПа

Рис. 7.12. Зависимостирасходаутечки от перепада
давления на свабах; 4зИКГ = 63,35 мм:

1 — опытный образец; 2,3 и 4—образцы 1,2 и 3;

□, О, О, А—•экспериментальные точки
Перепад давления на свабе, МПа

Рис. 7.13. Зависимостирасходаутечки от перепада
давления для комбинаций двух образцов свабов;

43пкт = 63,35мм:

1 — 1,2-, 2—2,1;3 —1,3; 4—3,1;

5—2,3; б—3,2;

о □, О, О, Д,  — экспериментальные точки
100

0 ----------------и.

О	0,5

—1________________।

1,о	1,5

Перепад давления на свабе, МПа

Рис. 7.14. Зависимостирасходаутечки от перепада
давления для комбинаций из трех образцов свабов;

<кг = 63,35мм:

7 — 1,2,3; 2 —2,1,3;3 —2,3,1; 4 —3,1,2;
5—1,3,2; б —3,2,1;

□, О, О, Д, ©, В — экспериментальные точки
Перепад давления, МПа

Рис. 7.15. Зависимости расхода утечки от перепада
давления на манжетном свабе корзинчатого типа;
</3нкт = 63,35мм:
♦ — экспериментальные точки.
200000

Коэффициент сопротивления

180000

160000

140000

120000

100000

80000

60000

40000

20000

0	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0

Перепад давления, МПа

Рис. 7.16. Зависимости коэффициентов, характери-
зующих гидравлическое сопротивление свабов от пере-
пада давления на свабах;	= 61,8 мм:

1 — опытный образец, 2,3 и 4 — образцы 1,2 и 3;

5 — сваб из трех наборов уплотняющих элементов с упру-
гим поджимом плашек (рис. 1.80, а; [37]);

□, О, О, А—экспериментальные точки
130000



§

©

&

X
I
X
§
о
'X

120000

110000

100000

90000

80000

70000

60000

50000

40000

30000

О 1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0

Перепад давления на свабе, МПа

Рис. 7.18. Зависимости коэффициентов, характеризующих
гидравлическое сопротивление комбинаций из трех образцов
свабов, от перепада давления; 4/]нкт = 61,8 мм:

1 — 1,2,3; 2 — 2,1,3; 3 — 2,3,1; 4 — 3,1,2; 5 — 1,3,2;
б — 3,2,1; 7 и в — свабы с упругим поджимом плашек
(см. рис. 1.80, а; [37]) соответственно из 3 и б секций;

□, О, О, Л,  — экспериментальные точки

Рис. 7.17. Зависимости коэффициентов, характеризующих
гидравлическое сопротивление комбинаций из двух образцов
свабов, от перепада давления; = 61,8 мм:

1 —1,2; 2 — 2,1;3 —1,3; 4 — 3,1; 5 — 2,3; б — 3,2;

7 и 8—свабы с упругим поджимом плашек (см. рис. 1.80, <г, [37])
соответственно из 3 и б секций;

о □, О, О, Л,  — экспериментальные точки
Коэффициент сопротивления

Рис. 7.19. Зависимости коэффициента, характеризующего
гидравлическое сопротивление манжетного сваба корзин-
чатого типа, от перепада давления; = 61,8 мм:
1 и 2 — соответственно при возрастании и убывании давления;
О, • — экспериментальные точки
Коэффициент сопротивления

Рис. 7.20. Зависимости коэффициентов, характеризую-
щих гидравлическое сопротивление свабов от перепада
давления на свабах;	= 62,8 мм:

1 — опытный образец, 2,3 и 4 — образцы 1,2 и 3;

5 — сваб из трех наборов уплотнительных элементов (секций)
с упругим поджимом плашек (см. рис. 1.80, а; [37]);

□, О, О, А — экспериментальные точки
Рис. 721. Зависимости коэффициентов, характеризующих
гидравлическое сопротивление комбинаций из двух образцов
свабов, от перепада давления;	~ 62,8ж

1 — 1,2; 2—2,1;3 —1,3; 4 — 3,1;5 — 2,3;

6—3,2; 7 и в — свабы с упругим поджимом плашек
(см. рис. 1.80, а; [37]) соответственно из 3 и 6 секций;

о □, О, О, А, ©, И — экспериментальные точки
200000

Рис. 7.22. Зависимости коэффициентов, характеризующих
гидравлическое сопротивление комбинаций из трех образ-
цов свабов, от перенада давления;	- 62,8 мм:

2 — 1,2,3;2 — 2,1,3; 3 — 2,3,1;4—3,1,2; 5 —1,3,2;

б — 3,2,1; 7 и 8 — свабы с упругим поджимом плашек
(см. рис. 1.80, а; [37]) соответственно из 3 и 6 секций;

□, О, О, Д, •, ЕЭ—экспериментальные точки
Рис. 7.23. Зависимость коэффициента, характеризующего
гидравлическое сопротивление манжетного сваба
корзинчатого типа, от перепада давления;

<^ = 62,8 мм:
О — экспериментальные точки
16000 г

1

ё юооо

и 12000 -

4000 -

2000 -
0 --------X-------X---1----X---X---X----!

О 0,25	0,50	0,75	1,0

Перепад давления, МПа

Рис. 7.24. Зависимости коэффициентов, характери-
зующих гидравлическое сопротивление свабов от пере-
пада давления на свабах; б3ШСТ = 63,35мм:

7 — опытный образец; 2,3 и 4 — образцы 1,2 и 3;

□, О, О, А—экспериментальные точки
25000

Рис. 7.25. Зависимости коэффициентов, характеризующих
гидравлическое сопротивление комбинаций из двух образцов
свабов, от перепада давления; = 63,35 мм:

2 — 1,2; 2 —2,1; 3 — 1,3; 4 — 3,1;5 — 2,3; 6— 3,2;

□, О, О, А,  — экспериментальные точки
о

-4
Рис. 7.26. Зависимости коэффициентов, характеризующих
гидравлическое сопротивление комбинаций из трех образцов
свабов, от перепада давления; <1^ = 63,35мм:
1 —1,2,3;2 — 2,1,3;3 —2,3,1;4 —3,1,2;
5—1,3,2; б—3,2,1;

□, О, О, А, ©, И — экспериментальные точки
Коэффициент сопротивления

Рис. 7.27. Зависимость коэффициента, характеризующего
гидравлическое сопротивление манжетного сваба
корзинчатого типа, от перепада давления;

4?** = 63,35мм:

<> — экспериментальные точки
90

0	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0

Перепад давления на свабе, МПа

Рис. 7.28. Зависимости расхода утечки от перепада дав-
ления на плашечном свабе (см. рис. 1.80, б) из трех секций
(образец 2) в НКТ с различным отклонением диаметра:
1,2 и 3—патрубки из НКТ со средним внутренним диаметром
соответственно <71нкт=61,8мм; «?2нкт=62,8мм;

</7нкт = 63,35 мм;
200000

180000

160000

140000

120000

100000

80000

60000

40000

20000

0

Перепад давления, МПа

Рис. 7.29. Зависимости коэффициента, характеризующего гидравлическое со-
противление, от перепада давления на плашечном свабе (см. рис. 1.80, б) из трех
секций (образец 2) в НКТ с различным отклонением диаметра:

1,2» 3 — патрубки из НКТ со средним внутренним диаметром соответственно
с/|НКГ=61,8 мм; <4НКГ = 62,8 мм;	= 63,35 мм; 4—сваб с упругим поджимом

плашек (см. рис. 1.80, а; [37]) из трех секций; О, О, Д—экспериментальные точки

Из изложенного следует, что увеличение числа наборов уплот-
няющих элементов (секций) свабов с поджимом плашек давлением
столба поднимаемой жидкости испытанных конструкций не оказы-
вает существенного влияния на степень их герметичности, тогда как
у свабов с упругим поджимом плашек (см. рис. 1.80, а) последняя,
ио утверждениям авторов [37], прямо пропорциональна числу сек-
ций. При этом конструктивные различия серийных и опытного об-
разцов плашечных свабов Бугульминского филиала ВНИИнефти
тоже незначительно влияют на расход утечки и коэффициент гид-
равлического сопротивления. Для оценки степени влияния на утеч-
ки и коэффициент гидравлического сопротивления свабов отклоне-
ний внутреннего диаметра НКТ (см. рис. 7.28 и 7.29) приведены
зависимости расхода утечки и коэффициента, характеризующего
гидравлическое сопротивление, от перепада давления на образце 2
в НКТ с различным внутренним диаметром. Как следует из рис. 7.29,
при изменении от 61,8 до 63,35 мм величина §св. изменяется в
десятки раз.

7.3.	Влияние технической характеристики оборудования
и условий откачки на утечки и коэффициент подачи
при свабировании

Зависимости коэффициента подачи плашечного сваба с упру-
гим поджимом плашек при заданном конечном уровне жидкости в
цикле от скорости подъема сваба, глубины погружения сваба под
уровень жидкости, числа наборов уплотняющих элементов (секций)
в свабе, построенные по полученным формулам (7.9) и (7.10), пока-
заны соответственно на рис. 7.30—7.32, зависимость коэффициента’
подачи сваба от конечного уровня жидкости в цикле при заданном
погружении сваба под уровень — на рис. 7.33. Рисунок 7.34 иллю-
стрирует влияние на коэффициент подачи в цикле расстояния, на
которое сваб не доводится до устья, а рис. 7.35 — коэффициента,
характеризующего качество внутренней поверхности колонны НКТ.

Рис. 730. Зависимость коэффициента подачи плашечного сваба диаметром 62 мм
из четырех наборов уплотняющих элементов (секций) при конечном уровне
в скважине 1000м от скорости сваба. Сваб не доводится до устья на 50 м:

1,2, 3,4,5 — глубина погружения сваба под уровень
соответственно 200,400,500,800 и 1000 м .
Погружение сваба под уровень, м

Рис. 7.31. Зависимость коэффициента подачи плашечного сваба диаметром
62ммиз четырех наборов уплотняющих элементов (секций) от глубины
его погружения под уровеньпри конечном уровне в скважине 1000м.

Сваб не доводится до устья на 50 м:

1,2,3 — при скорости сваба соответственно 0,7; 2,0 и 3,9 м/с

Рис. 7.32. Зависимость коэффициента подачи плашечного сваба диаметром
62 мм от числа составляющих его наборов уплотняющих элементов (секций)
«при скорости 1,0 м/с и конечном уровне в скважине 1000м.

Сваб не доводится до устья на 50 м:

1; 2,3,4,5 п б^- при глубине погружения под уровень
соответственно 200,300,400,600,800 и 1000 м
Коэффициент подачи, дож ед.

1,0 г

Рис. 733. Влияние конечного уровня жидкости в цикле на коэффициент подачи
сваба при скорости 1,0 м/с и глубине погружения сваба под уровень
жидкости 350 м. Сваб не доводится до устья на 50 м:

1,2,3,4,5—для плашечных свабов диаметром 62 мм
с числом секций соответственно 4,5,6,8 и 12

Рис. 7.34. Влияние величины расстояния, на которое сваб не доводится
до устья, на коэффициент подачи в цикле на примере плашечного сваба
диаметром 62 мм при скорости подъема 1,0 м/с, глубине погружения сваба
подуровень жидкости 350м и конечном уровне в цикле 1000м:
1,2,3,4—число секций соответственно б, 8,12 и 15
Рис. 7.35. Влияние коэффициента, характеризующего качество труб,
на коэффициент подачи в цикле на примере плашечного сваба диаметром 62 мм
прискорости подъема 1,0 м/с, глубине погружения сваба подуровень жидкости
350ми конечном уровне в цикле 1000м. Сваб не доводится до устья на 50 м:

1,2,3, 4 — число секций соответственно 6,8,12 и 15

Как уже отмечалось, структура выражений (7.9) и (7.15) одина-
кова, поэтому все выводы предыдущих разделов в части анализа
влияния технической характеристики применяемого оборудования
и условий откачки на коэффициент подачи при свабировании, сде-
ланные на основе анализа зависимости (7.9), можно считать спра-
ведливыми и для случаев свабирования скважин с пакером, а также
свабирования непосредственно по эксплуатационной колонне.

7.4.	Влияние вязкости поднимаемой жидкости
на коэффициент подачи при свабировании

Утечки при подъеме жидкости свабом зависят от вязкости жид-
кости и режима ее течения в кольцевой щели между свабом и НКТ.
Выражение (7.3) для определения расхода утечки, приведенное в
[37], как уже отмечалось, получено с учетом результатов стендовых
испытаний свабов плашечного типа на воде.

Для определения характера течения в зазоре между свабом и
стенкой НКТ воспользуемся результатами, полученными А.М. Пир-
вердяном при исследовании утечек в скважинных штанговых насосах.
Выражение для определения критерия Рейнольдса имеет вид [92]:
= и"°д^ =
V

(7.18)

где и — скорость жидкости в зазоре, м/с;

5 — зазор между свабом и НКТ при концентричном распо-
ложении сваба, м;

Т>св. — номинальный диаметр сваба, м;

V — кинематическая вязкость поднимаемой жидкости, м2/с.

В предположении, что перепад давления на свабе изменяется
линейно по длине сваба (п. 7.1), можно, подставив (7.4) в (7.18) й
положив в первом приближении Кт = 1, записать для нашего случая

В Рт 1^ё^тгр.

ХУС _ ------ I--------

^св

(7.19)

Подставляя в (7.19) значение вязкости воды при 20 °С (в услови-
ях проведения испытаний) V = 0,0101 Ст = 1,0Г10’5 М^/с, приняв мак-
симальную глубину погружения сваба под уровень Н‘погр = 1330 м,
минимальное значение 2 = 4, для сваба диаметром 2)св. = 0,062 м, и,
согласно [18], = 18400, получим Ке = 456,3, что меньше критическо-
го значения, которое для узкой щели, согласно [92], равно Квкр. —1000.

Поскольку критерии Рейнольдса обратно пропорционален вяз-
кости жидкости, можно заключить, что при свабировании скважин
с высоковязкой нефтью (ВВП) течение жидкости в зазоре между
свабом и НКТ при подъеме сваба (утечка) будет характеризоваться
еще меньшими, чем для воды, числами Рейнольдса и носить лами-
нарный характер, для которого расход утечки, согласно [92], обрат-
но пропорционален кинематической вязкости жидкости. Тогда (7.4)
для условий подъема вязкой жидкости по НКТ примет вид

1^^потр-
и

(7.20)

где х — безразмерный коэффициент, равный отношению кинема-
тических вязкостей поднимаемой свабом жидкости (при
средней по стволу скважины температуре) и воды при 20 °С.
Из (7.20) следует, что расход утечки при подъеме жидкости
свабом во столько раз меньше, во сколько раз ее вязкость выше вяз-
кости воды. Поэтому малые утечки при подъеме высоковязкой
жидкости обусловливают высокие (близкие к 1) значения коэффи-
циента подачи, что подтверждает и практика освоения скважин
свабированием на Мордово-Кармальском месторождении природ-
ных битумов [73]. Осложнения при свабировании скважин с ВВН
возникают в основном при спуске сваба из-за действия сил гидро-
динамического сопротивления, существенно снижающих возмож-
ную скорость спуска сваба.

7.5.	Выводы

Объемы утечек при подъеме жидкости свабом по колонне НКТ
и значения коэффициентов подачи в цикле при свабировании могут
рассчитываться по представленным в данной главе зависимостям,
устанавливающим связь между утечками, коэффициентом подачи,
технической характеристикой оборудования и условиями откачки.

В имеющем место на практике диапазоне изменения парамет-
ров процесса свабирования и свойств поднимаемой из скважины
среды течение жидкости в зазоре между свабом и стенкой НКТ но-
сит ламинарный характер и расход утечки снижается пропорцио-
нально увеличению вязкости откачиваемой среды.

Для каждого сочетания параметров процесса свабирования
(диаметра НКТ, качества подготовки внутренней поверхности труб,
глубины снижения уровня жидкости в скважине, глубины погру-
жения, сваба под уровень жидкости, коэффициента характеризую-
щего гидравлическое сопротивление сваба, расстояния, на которое
сваб не доводится до устья) существует минимальная скорость
подъема сваба при которой подача в цикле становится равной ну-
лю. Предельное значение минимальной скорости подъема сваба
может быть рассчитано по приведенным в данной главе формулам
(7.11) й (7.12).

Коэффициент подачи при свабировании нелинейно увеличива-
ется с ростом скорости сваба, глубины погружения сваба под уро-
вень жидкости и уменьшается пропорционально глубине снижения
уровня жидкости в скважине. Для скважин средней глубины наибо-
лее значительное снижение коэффициента подачи с уменьшением
скорости сваба имеет место при скоростях менее 1,5 м/с.
Для достижения наибольшей эффективности процесса подъёма
жидкости свабом необходимы качественная подготовка колонны НКТ
и обеспечение максимально возможной скорости подъема сваба.

Приведенные формулы для расчета утечек и коэффициента по-
дачи для условий свабирования по НКТ скважин с пакером в рав-
ной степени применимы и для случая свабирования по эксплуата-
ционной колонне.

Представленный стенд и методика позволяют проведение экс-
периментальных исследований утечек для свабов различных типов.

Полученные экспериментальные зависимости расхода утечек и
коэффициентов, характеризующих гидравлическое сопротивление
свабов плашечного типа с поджимом плашек к стенке труб давле-
нием поднимаемого столба жидкости (стандартного исполнения й
опытного образца по Пат. 2142578 РФ) показывают, что, в отличие
от свабов с поджимом плашек к стенке труб упругими элементами,
увеличение числа последовательно соединенных наборов уплот-
няющих элементов (секций) плашечных свабов с поджимом пла-
шек давлением столба жидкости над свабом не приводит к умень-
шению утечек между свабом и стенкой трубы.

Для испытанных конструкций плашечных свабов с поджимом
плашек давлением жидкости значение коэффициента, характери-
зующего гидравлическое сопротивление сваба, зависит от перепада
давления на нем и нелинейно снижается с увеличением высоты
поднимаемого столба жидкости. При приближенных (инженерных)
расчетах необходимо использовать осредненное значение коэффи-
циента в рассматриваемом диапазоне изменения перепада давления
на свабе.

Манжетный сваб корзинчатого типа при малом начальном за-
зоре между ним и стенкой труб, способствующем под действием
давления столба жидкости «раскрытию» манжеты сваба до сопри-
косновения с внутренней стенкой труб, обеспечивает существенно
меньшие утечки и значительно более высокие значения коэффици-
ента, характеризующего гидравлическое сопротивление, по сравне-
нию со всеми испытанными свабами плашечного типа. При этом в
рабочем диапазоне перепадов давления на свабе до 3,5 МПа коэф-
фициент, характеризующий гидравлическое сопротивление ман-
жетного сваба, увеличивается с ростом перепада давления, а расход
утечки стабилизируется при достижении перепада давления на сва-
бе в условиях эксперимента порядка 0,75 МПа.
Существенный разброс значений коэффициентов, характеризу-
ющих гидравлическое сопротивление для разных образцов свабов
плашечного типа при одинаковом перепаде давления на них, осо-
бенно в трубах с меньшим средним внутренним диаметром (для
груб со средним внутренним диаметром 61,8 мм в 4...5 раз), с уче-
том заметного уменьшения разброса значений коэффициентов с
увеличением среднего внутреннего диаметра труб, указывает на
заметную долю утечек через неплотности внутри испытываемых
свабов. Исходя из данного обстоятельства следует рекомендовать
ужесточить допуски на сопряженные размеры уплотнительных
элементов плашечных свабов и изыскать технологические приемы
повышения качества их изготовления.

Расход утечки для всех испытанных свабов сильно зависит от
величины внутреннего диаметра труб, в частности для самого гер-
метичного образца из испытанных свабов плашечного типа коэф-
фициент, характеризующий гидравлическое сопротивление, изме-
няется в среднем в 16 раз при изменении среднего внутреннего
диаметра НКТ от 61,80 до 63,35 мм, допустимого по ГОСТ 633—80.
Наложенное обусловливает необходимость совершенствования кон-
струкции свабов и поиска новых технических решений, направлен-
ных на обеспечение высокой герметичности свабов в указанном
диапазоне возможного разброса внутреннего диаметра труб.
ГЛАВА 8. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
ПРИ ПОДЪЕМЕ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИН
СВАБАМИ

Поскольку желонка со свабом, как уже отмечалось, может быть
поднята к устью практически без потерь жидкости, технологиче-
ские параметры подъема жидкости с помощью желонки можно рас-
считать по формулам, приведенным в предыдущих разделах книги.
При свабировании по НКТ или эксплуатационной колонне ситуа-
ция несколько иная.

8.1. Сравнительный анализ технологических возможностей
комплексов оборудования для свабирования на базе
существующих подъемников

Реальная производительность свабирования будет меньше тео-
ретической из-за наличия утечек, влияние которых на теоретиче-
скую производительность учитывают введением коэффициента по-
дачи. Поскольку согласно п. 7.1 коэффициент подачи меняется от
цикла к циклу, перепишем выражение (4.4) в виде

282б(яго-Я,.)-^_?

дн	пол’

(8.1)

где Кпол — средний за п циклов коэффициент подачи сваба, доли

единицы.

С учетом (4.7) и (7.10) средний за п циклов коэффициент пода-
чи сваба можно приближенно найти по формуле

.(8.2)

Как уже отмечалось, по мере отбора жидкости из скважины на-
чальный уровень в цикле снижается, что ведет к увеличению от
318
цикла к циклу расстояния, проходимого свабом в газовой среде со
скоростью, равной скорости лебедки подъемного агрегата. Это обу-
словливает рост средней за цикл скорости с увеличением числа
циклов откачки. Для приближенной оценки средней скорости сваба
при обеспечении постоянной величины погружения сваба под уро-
вень во всех циклах, кроме последнего, можно использовать сред-
нюю скорость за первый цикл.

Таким образом зависимости (8.1) и (8.2) устанавливают связь
между фактической производительностью способа периодического
подъема жидкости из скважины свабом, технологическими пара-
метрами откачки и технической характеристикой оборудования и
позволяют проанализировать влияние каждого параметра на эф-
фективность способа. Для иллюстрации выдвинутого положения
рассмотрим конкретные примеры. На рис. 8.1 показано влияние на
производительность свабирования глубины погружения плашечно-
го сваба с упругим поджимом уплотнительных элементов (плашек)
под уровень жидкости, на рис. 8.2 и 8.3 — соответственно началь-
ного и конечного уровней жидкости в скважине, на рис. 8.4 — за-

гас. 8.1. Зависимость производительности свабирования на канате диаметром
1$мм от глубины подужения плашечного сваба с упругим поджимом плашек диа-
метром 62 мм из пяти секций подуровень жидкости (при одинаковой величине
н'тг^ в каждом цикле, кроме последнего) для Нтч, •= 0; =1000м; Нт=20 м:

1,2,3 — при скорости сваба соответственно 0,7; 2,0 и 3,9 м/с
Начальный уровень, м

Рис. 8.2. Зависимость производительности свабирования на канате диамет-
ром 15 мм плашечным свабом супругам поджимом плашек диаметром 62 мм
из пяти секций от начального уровня в скважине при глубине погружения под
уровень жидкости в каждом цикле (кроме последнего) 350м; Нт, = 20 м:

1,2,3 — при заданном конечном уровне Якои. = 600 м и скорости сваба соответст-
венно 0,7; 2,0 и 3,9 м/с; 4,5,6— при заданном конечном уровне /40И, = 1000 м и
скорости сваба соответственно 0,7; 2,0 и 3,9 м/с

Производительность, м/ч

Рис. 8.3. Зависимость производи-
тельности свабирования на кана-
те диаметрам 15 мм плашечным
свабам с упругим поджимам пла-
шек диаметром 62 мм из пяти
секцир от заданного конечного
уровня жидкости в скважине при
глубине погружения под уровень
жидкости в каждом цикле (кро-
ме последнего) 350 м и началь-
ном уровне у устья скважины;
Нт. = 20м:

1, 2, 3 — при скорости сваба со-
ответственно 0,7; 2,0 и 3,9 м/с
Рис. 8.4. Время, необходимое для снижения уровня жидкости от имеющегося
начального до заданного конечного в скважине со слабым притоком плашечным
слабом с упругим поджимом плашек диаметром 62 мм из пяти секций на канате
диаметром 15 мм при глубине погружения сваба подуровень жидкости в каждом

цикле (кроме последнего) 350м; Нт.=20м:

1,2, 3 — при конечном уровне 600 м и скоростях сваба
соответственно 1,0; 2,0 и 3,9 м/с

висимость времени, необходимого для заданного снижения уровня
жидкости в скважине свабированием по НКТ от начального уровня
жидкости в скважине.

Напомним, что «пилообразный» характер кривых (см. рис. 8.1—
8.4) обусловлен «ступенчатостью» снижения уровня в скважине от
цикла к циклу, т. е. дискретностью и периодичностью процесса.
Подробное объяснение особенностей кривых, аналогичных зависи-
мостям, приведенным на рис. 8.1—8.4, дано в главе 4 настоящей
книги, а также в [58]. Здесь же, в дополнение к изложенному в гл. 4,
поясним^ что периодические максимумы на всех кривых имеют ме-
сто в случаях, когда отбираемый в последнем (возможно, неполном)
цикле откачки объем жидкости наиболее близок или равен объему
жидкости К (в обозначениях главы 4 настоящей книги), поднимае-
мому в остальных, «нормальных» циклах. Аналогично периодиче-
ские минимумы расположены в точках, где отношение количества
жидкости, поднимаемой в последнем цикле, к величине V мини-
мально. В соответствии с этим число «зубцов» на кривых равно
числу циклов п, за которое при текущих начальных условиях будет
отобрано из скважины количество жидкости между Нная. и 7/кон,.

Далее рассмотрим возможности подъемных агрегатов, техни-
ческая характеристика которых приведена в главе 1, по снижению
уровня в скважине до 1000 м плашечным свабом с упругим поджи-
мом плашек (см. рис. 1.80, а) в типовой комплектации из 7 наборов
уплотняющих элементов. При этом будем считать, что в соответст-
вии с [24] сваб по соображениям безопасности не доводится до
устья на 10 м. Коэффициент качества труб, как и ранее, примем
равным 0,8.

Как следует из раздела 5.4, при применении подъемного агре-
гата типа АзИНМАШ-37 с тяговым усилием 50 кН и стального ка-
ната диаметром 15 мм для свабирования по НКТ с внутренним
диаметром 62 мм предельно допустимое заглубление сваба под
уровень жидкости в последнем цикле составляет 1330 м, что фи
скорости подъема 3,9 м/с и остановке сваба за 10 м до устья обес-
печивает «на воде» коэффициент подачи 0,85 и откачку за ход с
глубины 1000 м около 3,4 м3 жидкости.

При применении в этих условиях комплекса КСС-1 со сталь-
ным ленточным тяговым органом сечением 50 х 1 мм	= 658 м.

При такой величине заглубления, остановке сваба за 10 м до устья
и скорости подъема сваба 2,0 м/с значение коэффициента подачи, в
соответствии с (7.10), равно 0,64 и за один ход с глубины 1000 м
может быть поднято 1,2 м3 жидкости невысокой вязкости.

При использовании в тех же условиях подъемника типа ПКС-5
с кабелем диаметром 12,5 мм допустимое заглубление сваб, в соот-
ветствии с (5.8') составляет 212 м. Однако при обеспечиваемой
подъемником скорости 0,7 м/с формула (7.11) дает коэффициент
подачи меньше нуля, что указывает на невозможность подъема
жидкости при заданных условиях. Некоторое улучшение ситуации
может быть достигнуто путем наращивания длины плашечного сва-
ба с упругим поджимом плашек. Например, если применить сваб не
с 7, а с 28 наборами уплотняющих элементов (секций), то расчетное
значение коэффициента подачи при прочих равных условиях уве-
личивается до 0,16 и за один ход с глубины 1000 м может быль
поднято 0,1 м3 жидкости. Погружение на ту же глубину манжетно-
го сваба корзинчатого типа, исследованного в разделе 7.2, при ус-
ловии отсутствия отклонений толщины стенок НКТ от величины,
предписываемой стандартом, позволит увеличить коэффициент пр-
дачи до 0,75, а объем поднимаемой жидкости — до 0,5 м3, что все
равно существенно меньше, чем при применений подъемного агре-
гата типа АзИНМАШ-37 или комплекса КСС-1. Кроме того, необ-
ходимо отметить, что условие равенства внутреннего диаметра
НКТ величине, предписываемой стандартом, на практике, как пра-
вило, не выполняется.

Сопоставим производительности свабирования с применением
комплексов оборудования на базе подъемников типа АзИНМАШ-37,
КСС-1 и ПКС-5 с дебитом скважин, т. е. определим для конкретных
случаев, при каком притоке продукции из пласта в скважину про-
изводительность свабирования с применением упомянутого обору-
дования равна притоку из пласта. Как и ранее, рассмотрим случай,
когда в скважине с эксплуатационной колонной внутренним диа-
метром 132 мм необходимо снизить уровень жидкости до 1000 м, а
свабирование ведется плашечным свабом с упругим поджимом пла-
шек, состоящим из 7 секций, по НКТ внутренним диаметром 62 мм,
коэффициент качества которых считается равным 0,8; сваб не до-
, водится до устья на 10 м.

Применение подъемника типа АзИНМАШ-37, как было показано,
! обеспечит Н‘погр = 1330 м; = 0,85 при г>П0д. = 3,9 м/с и У= 3,4 м3.

Начальный уровень в цикле при этих условиях и притоке из
пласта, равном отбору жидкости из скважины свабированием, бу-
дет равен

= Я'оя. -МН1П01р_ = 1000 - 0,244330 = 681 м,

Лсп.= + Я'Оф. =681 + 1330 = 2011 м.

Время одного цикла спуска-подъема сваба

Т =^^=— = 1031 с.

" «под. 3,9

Соответственно, суточная производительность при непрерыв-
ном свабировании

Л „86400 „86400	3,

= V-------=3,4-------» 285 м3/сут,

*суг.	’ 1031
где (Луг. — суточная производительность при непрерывном сваби-
ровании, м3/сут.

Таким образом, установившийся режим (равенство притока и
отбора) будет иметь место при дебите скважины 285 м3/сут при
среднем значении уровня жидкости в скважине

Яср.

Н^он1000 +681 _
2	2

Применение комплекса КСС-1 при опод. = 2,0 м/с обеспечит
Н'О1р. = 658 м; К'од = 0,64 и 1,2 м3; Я‘ач = 842 м; /гсп. = 1500м;

- 1500 с; 0^ = 69 м3/сут. 'Установившийся режим характеризует-
ся притоком жидкости из пласта 69 м3/сут при Нср = 921 м.

Использование в этих же условиях агрегата типа ПКС-5 не
обеспечивает подъем жидкости плашечным свабом с числом сек-
ций г — 7.

Наращивание числа секций плашечного сваба до г = 28 или за?
мена на эквивалентный с ним по утечкам позволит обеспечить ра-
венство притока жидкости из пласта и отбора при 0сут = 2,6 м3/сут
(К'од = 0,16), а применение сваба корзинчатого типа —	=

= 13 м3/сут (Л?'од. = 0,75).

При свабировании скважины с пакером, как уже отмечалось в
разделе 7.1, главное отличие обусловлено перекрытием кольцевого
пространства между эксплуатационной колонной и НКТ пакером, в
результате чего вся притекающая из пласта в скважину жидкость
поступает в колонну НКТ. При подъеме сваба условием неразрыв-
ности потока жидкости в НКТ будет

Сев. — 0пл.»	(83)

где бсв.—расход жидкости в НКТ над свабом, м3/с,

0СВ. ~ Рт * Г*ПОД.;	(8.4)

0пл. — расход жидкости, притекающей из пласта в скважину под
действием перепада между пластовым (Рпл) и забойным (Л)
давлением, характеризующий потенциальный дебит сква-
жины.
Поскольку О„„ = —, м3/с,
86400

где — потенциальный дебит скважины, м3/сут,
то из (8.3) с учетом (8.4) имеем

о

св- 86400Гт

(8.5)

При скорости подъема сваба, превышающей величину, опреде-
ляемую формулой (8.5), образуется разрыв между движущимся сва-
бом и растущим вследствие притока из пласта уровнем жидкости в
НКТ; при этом депрессия на пласт достигает максимальной вели-
чины, определяемой плотностью жидкости и высотой остаточного
столба жидкости в скважине, равной разности между глубиной за-
легания пласта и глубиной спуска сваба. Для колонны НКТ с внут-
ренним диаметром 62 мм из (8.3) Оса. 0,00383бсуг.-

Максимальным скоростям подъема сваба 3,9 м/с (АзИНМАШ-
37), 2,0 м/с (КСС-1) и 0,7 м/с (ПКС-5) соответствуют потенциаль-
ные дебиты скважин соответственно 1018; 522 и 183 м3/сут. Из срав-
нения этих цифр с реальными дебитами нефтяных скважин следует,
что в добывающих скважинах средней глубины возможность соз-
дания максимальной депрессии при свабировании скважин с паке-
ром, с точки зрения максимальной скорости сваба, обеспечивают
все рассмотренные под ъемные агрегаты, однако подъемники с боль-
шим тяговым усилием лебедки обеспечивают лучшую очистку при-
забойной зоны пласта вследствие увеличенной амплитуды цикли-
ческого изменения депрессии на пласт при свабировании за счет
возможности подъема за ход большего столба жидкости.

Производительность при свабировании скважин с пакером за-
висит от скорости сваба, диаметра НКТ, высоты столба жидкости
над свабом, величины утечек. Максимальная производительность
при этом определяется потенциальным дебитом скважины и коэф-
фициентом подачи сваба

лтах

&=-~ГКПод.,	(8-6)

Л/Т

где бтах — максимальная производительность при свабировании
скважины с пакером, м3/ч;
О™*____суточный дебит скважины при максимально допус-

сут‘	тимой депрессии на пласт, м3/сут.

Как уже отмечалось, фазы процесса и механизм подъема жид-
кости при свабировании скважин с пакером являются теми же, что
и при свабировании по эксплуатационной колонне. Поэтому зави-
симости (8.3)—(8.6) с соответствующими оговорками могут быть
применены и в случае подъема жидкости из скважины свабом по
эксплуатационной колонне.

8.2. Расчет технологических параметров при подъеме
жидкости из скважин свабами по рекуррентным
соотношениям

Использовавшиеся в предыдущих разделах книги при выводе
формул для расчета технологических параметров свабирования
скважин допущения в ряде случаев могут оказать значительное
влияние на точность получаемых результатов. В частности, интен-
сивность притока жидкости из пласта при свабировании скважин
определенных категорий оказывает существенное влияние на про-
цесс, особенно если используется подъемный агрегат с малой ско-
ростью лебедки, либо при необходимости значительного снижения
уровня в скважине. Наряду с этим, формулы для расчета произво-
дительности и времени откачки, полученные в главе 4, выведены в
предположении, что во всех циклах, кроме последнего, обеспечива-
ется постоянная глубина погружения сваба под уровень жвдкости.
В то же время анализ этих зависимостей показывает, что произво-
дительность свабирования существенно возрастает с увеличением
глубины погружения сваба под уровень. Поэтому выигрышнее ра-
ботать при заглублении сваба, близком к максимально допустимо-
му. Вместе с тем максимально допустимое погружение плашечного
сваба под уровень жидкости, обеспечиваемое, например агрегатом
для свабирования на базе АзИНМАШ-37 (1330 м), часто сопоста-
вимо с длиной колонны НКТ в скважине. Иными словами, для по-
лучения максимальной производительности в этом случае целесо-
образно в каждом цикле опускать сваб практически до конца НКТ.
При фиксированной глубине спуска сваба упомянутые формулы не
применимы, поскольку от цикла к циклу уровень в скважине, а еле?
326
довательно, и глубина погружения сваба под уровень жидкости
снижаются.

Далее напомним, что от цикла к циклу меняются также и такие
величины, как скорость и коэффициент подачи сваба, поэтому их
значения при расчетах интегральных параметров процесса прихо-
дится усреднять, что, естественно, снижает точность результатов.
Вследствие того, что исходные данные (в случае их наличия), как
правило, сами имеют погрешность, применять более изощренные и
как следствие — более трудоемкие методы расчетов зачастую не
имеет смысла, а точность получаемых таким образом результатов
может считаться достаточной для практического применения. При
необходимости более корректных оценок, в том числе и с учетом
характеристик притока, например в уже упоминавшихся случаях
применения для свабирования подъемников с малой скоростью ле-
бедки, при значительном снижении уровня в скважине, а также при
откачке скважинной жидкости высокой вязкости, разумнее исполь-
зовать рекуррентные (итерационные) вычисления. Кроме всего про-
чего, это позволит отслеживать промежуточные результаты и путем
их соответствующего анализа решать в первом приближении зада-
чи оптимизации параметров и режимов процесса, что в явном виде
сделать зачастую либо затруднительно, либо вообще невозможно,
поскольку весьма затруднительно, либо невозможно составить це-
левую функцию и аналитически продифференцировать ее по всем
независимым переменным. Дополнительным аргументом в под-
держку такого подхода может послужить и циклическая природа
изучаемого процесса — в качестве числа шагов дискретизации
«сам Бог велел» использовать число циклов откачки.

Исходя из изложенных обстоятельств рассмотрим способ по-
строения алгоритма уточненного расчета технологических пара-
метров при свабировании с учетом притока продукции из продук-
тивного пласта в скважину, способного работать в условиях ме-
няющегося заглубления сваба под уровень жидкости.

В соответствии с постановкой задачи, исходными данными для
расчета последующего цикла в алгоритме должны служить резуль-
таты расчетов предыдущего, т. е. вычислительная процедура долж-
на базироваться на рекуррентных соотношениях, что позволит вес-
ти расчеты без усреднения последовательно для каждого цикла. В
силу громоздкости и трудоемкости расчетов с самого начала будем
ориентироваться на их выполнение с помощью ПЭВМ.
Воспользуемся классическим решением задачи о притоке жид-
кости в скважину в постановке А.С. Вирновского и О.С. Татей-
швили [91]. Для этого примем за положительное направление оси
координат от устья скважины к забою и запишем в общем случае
связь между снижением уровня в скважине А (м) и притоком
(м3/сут):

к~к(д).	(8.7)

Продифференцируем (8.7) по времени:

С другой стороны, по определению

9=-/ж^.	(8-9).

где /ж. — площадь сечения эксплуатационной колонны, м2:

Подстановка (8.9) в (8.8) дает



<12к

Л2 '

(8.Ю)

Это уравнение заменой — = у сводится к уравнению с разде-
ла

ляющимися переменными. Общее решение (8.10) имеет вид

с
к = С1-С2/акк'(д)ехр

(8.11)

1 ;

Постоянные С1 и С2 определяются из граничных условий:
й| =Ясг , откуда С\ = Яст.,

где Яст. — уровень в скважине в момент I=со (статический уровень).

тт -к
откуда Сг = "

где йнач. — уровень в скважине в момент I = 0 (начальный уровень).
Подставляя значения окончательно имеем

1

(8.11')

Тогда для прироста уровня ДА = Аиач. - к можно записать

△А = (Лнач. -ЯсЛ 1 -ехр| -• *77-<Д/

(8.12)

где Д/

промежуток времени, за который произошло повышение
уровня в скважине, с.

Используя (8.12), оценим изменение уровня за счет притока на
ввделенных ранее участках движения сваба

1

1нач.-Яст11-ехр -

Д'/ ,	(8.13)

где Дй/-

повышение уровня в цикле за счет притока во время
движения сваба от устья до крайнего нижнего положе-
ния в ни цикле, м;

М =-----^—7

8,64 ТО4

^нач. , ^под>.

^под. ^погр. ?

,с,

ипогр. — скорость погружения сваба в /-м цикле (см. главу 6), м/с;
«под.— скорость подъема сваба (будем считать, что она равна
скорости лебедки подъемного агрегата), м/с.

Д^2 ^нач.

2	1

1-ехр -

“771^2

(8.14)

где Д/?2 — повышение уровня в цикле за счет притока во время дви-
жения сваба от крайнего нижнего положения до момен-
та полного выхода сваба из-под уровня жидкости в Дм
цикле, м;

.,=_1 Г

2 8,64.104 \ »под. ?

Щ = (йнач. + Л^догр. - ^1 - Д^2 -	1 1 - ехр]

^7-тД/з

(8.15)

где Айз — повышение уровня в цикле за счет притока во время дви-
жения сваба от места выхода сваба из-под уровня жид-
кости до крайнего верхнего положения в 7-м цикле, м;

1

8,64-Ю4 ’	оП0Д.

В случае линейной связи между притоком и снижением уровня
имеем:

-----0 + #ст.»
Лпр.

(8.16)

где йПр, — А"црод. Рж ё ' Ю >

Л'прод. — коэффициент продуктивности, м3/(сут-МПа);
рж— плотность откачиваемой жидкости, кг/м3;
# — ускорение свободного падения, м/с2.
Время откачки и объем отбираемой жидкости суммируем на-
растающим итогом по всем циклам. Тогда в общем случае вычис-
лительная схема будет выглядеть следующим образом:

г е1...и,

й1 =Н .

г*нач. нач. ’

Лион. =	+л^пофЛпод. - ал; - да;- дй"

V, =я^й'01Р.Сл,

(8.17)

и под.



нач. "кон. >

9=Ь_.6о.
л,

где п — число циклов откачки;

Ннм. — начальный уровень в скважине, м;

Ншя.— начальный уровень в скважине в 1-м цикле, м;

^гон. — конечный уровень в скважине в г-м цикле, м;

М— геометрический параметр, характеризующий различие меж-
ду площадью сечения эксплуатационной колонны с внут-
ренним диаметром «?кол. и колонны НКТ с внутренним
диаметром <7Т и наружным диаметром

М =

^-Рт2+<

Рт — наружный диаметр НКТ, м;

<1Т— внутренний диаметр НКТ, м;

^юл.— внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

Лпогр. ~~ глубина погружения сваба под уровень жидкости в ьм
цикле, м;

^пси. — коэффициент подачи в /-м цикле, доли единицы;
, ЫГ} и АЛ,”' — прирост уровня в /-м цикле за счет притока во
время движения сваба соответственно от устья
до крайнего нижнего положения, от крайнего'
нижнего положения до полного выхода сваба
из-под уровня жидкости и от места выхода
сваба из-под уровня жидкости до крайнего
верхнего положения, м;

V,- — объем жидкости, откачанной свабом в г-м цик-
ле, м3;

—	время, затрачиваемое на 1-й цикл откачки, мин;

°погр. — скорость погружения сваба в г-м цикле, м/с;

«под. — скорость подъема сваба (равная скорости ле-
бедки подъемного агрегата), м/с;

—	время, затраченное на I циклов откачки, мин;

п

= У, у,- — объем жидкости, откачанной свабом за п цик-
лов, м3;

1„ — время, затраченное на п циклов откачки, мин;
д — производительность свабирования, м3/ч:

^Г=(^ч.+^оф.-дй;-дл;  Д/' —	1	^нач. + ^погр.  ' 8,64-10*  у 1	Го-му  ‘ 8,64-104 [ «под. /  	1	^нач. ^^погр.  '~8,64-104	«под.	^•а/;1 ,  эк. Д  V	(к	У)  т. • 1-ехр—^-Д/Г ,	(8.18)  7 к	к Лк.	Л  \(	(к	V)  -яст). 1-ехр —-—Д/Н ; к	к Лк.  (8.19)
Число циклов спуска-подъема сваба в зависимости от задач,
решаемых свабированием, может определяться исходя из условий
максимизации отбора жидкости (нефти) за смену, заданного сни-
жения уровня в скважине, падения коэффициента подачи до зара-
нее определенной величины (например, при эксплуатации скважин
установками скважинных штанговых насосов эту величину принято
' считать равной 20 %) и т. д.

Коэффициент подачи в цикле свабирования определяем по ме-
тодике, приведенной в главе 7, скорость погружения сваба в жид-
кости рассчитываем способом, описанным в главе б. При расчетах,
в соответствии с зависимостями, приведенными в главе 5, необхо-
димо учесть ограничения, накладываемые технической характери-
’ сгикой подъемного агрегата.

Для наглядности программа расчета технологических парамет-
ров при снижении уровня в скважине свабированием реализована
авторами средствами пакета МайгСаб Рго. В ней начальным уров-
нем в первом цикле считается начальный уровень в скважине, а в
каждом последующем — конечный уровень в предыдущем с по-
правкой на приток в скважину за время цикла откачки.

8.3.	Влияние притока продукции из пласта на процесс
свабирования скважин

Для ответа на вопрос: «В каких случаях нельзя пренебрегать
притоком из продуктивного пласта в скважину при определении
параметров процесса свабирования?» — по приведенной в преды-
дущем разделе методике выполнены расчеты на примере геолого-
технических условий, характерных для месторождений ОАО «Тат-
нефть». Анализ условий эксплуатации добывающих скважин пока-
зывает, что они могут быть сгруппированы по характеристикам в
три основные группы: первая — это скважины, эксплуатирующие
горизонты До—Д, Дш (девон), вторая — это скважины, эксплуати-
рующие горизонты нижнего карбона (бобриковский, турнейский
ярусы), третья — скважины, эксплуатирующие горизонты средне-
го карбона (башкирский, верейский ярусы) [98—101]. Осредненные
условия эксплуатации скважин сведены в табл. 8.1.
Таблица 8.1.

Осредненные показатели эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть»

Осредненные показатели	Эксплуатационный горизонт (пласты) /		
	Верхний и средний девон (пласты До—Дь Дш)	Нижний карбон (С)ВВ, СДиг)	Средний карбон (СКСхУг)
Глубина залегания, м	1700	1100	750
Вязкость нефти, мПа-с	4,5	30,0	45,0
Газовый фактор, м3/т	54,0	10,0	3,5
Давление насыщения, МПа	9,0	4,5	1,5
Плотность пластовой воды, кг/м3	1185	1164	1050
Пластовое давление, МПа	17,0	11,0	7,5
Пластовая температура, °С	40,0	25,0	22,0
Глубина подвески насоса, от...до, м	1300...900	1100...800	800...600
Коэффициент продуктивности, м3/(сут-МПа)	40,0	5,0	0,5!

Кроме того, примем следующие исходные данные:

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м...................0,132

Внутренний диаметр НКТ, м.......................................0,0625

Наружный диаметр НКТ, м..........................................0,073

Плотность пластовой воды, кг/м3.................................1160,0

Кинематическая вязкость воды при 20 °С, ъ?!с.................................. 1,01 • 10’5

Динамическая вязкость пластовой нефти, Па-с.......................0,01

Плотность нефти, кг/м3...........................................900,0

Обводненность продукции, доли ед................................  .0,5

Расстояние, на которое сваб не доводится до устья
по соображениям безопасности, м.....................................15

Зависимости достижимого уровня в скважине и времени, необ-
ходимого для максимального снижения уровня при использовании
для свабирования агрегатов на базе АзИНМАШ-37 (А-37), ПКС-5 и
специализированного агрегата КСС-1 от коэффициента продуктив-
ности для трех групп скважин с осредненными параметрами в со-
ответствии с табл. 8.1, представлены на рис. 8.5—8.7. При проведе-
нии вычислений считалось, что свабирование девонских скважин с
меньшим заданным снижением уровня с точки зрения влияния при-
334
Рис. 8.5. Влияние притока из пласта на предельно достижимый уровень в скважине и время снижения уровня при свабировании
скважин, эксплуатирующих горизонты ДгДьДш (максимальная глубина спуска сваба 1300м; статический уровень в скважине
300м; начальный уровень равен статическому; пластовое давление 14,0 МПа; заданный конечный уровень в скважине 1250м):
а, б—зависимость от коэффициента продуктивности соответственно предельно достижимого уровня в скважине и длительности

V, свабирования; 1, 2, 3—откачка соответственно с применением агрегатов А-37, КСС-1 и ПКС-5, оснащенных плашечным свабом;
$	4,5,6—откачка соответственно с применением агрегатов А-37, КСС-1 и ПКС-5, оснащенных корзинчатым свабом
900

Рис. 8.6. Влияние притока из пласта на предельно достижимыйуровень в скважине и время снижения уровня при свабировании
скважин, эксплуатирующих горизонты нижнего карбона (максимальная глубина спуска сваба 900м; статический уровень в сква-

жине 200м; начальный уровень равен статическому; пластовое давление 9,0 МПа; заданный конечный уровень в скважине 850м):
а, б—зависимости от коэффициента продуктивности соответственно предельно достижимого уровня в скважине и длительности
свабирования; 1,2, 3-— откачка соответственно с применением агрегатов А-37, КСС-1 и ПКС-5, оснащенных плашечным свабом;

4. 5. 6 — откачка соответственно с применением агрегатов А-37, КСС-1 и ПКС-5, оснащенных корзинчатым свабом
Рис. ^.1. Влияние притока из пласта на предельно достижимый уровень в скважине и время снижения уровня при свабировании
скважин, эксплуатирующих горизонты среднего карбона (максимальная глубина спуска сваба 600м; статический уровень в сква-
жине 100 м; начальный уровень равен статическому; пластовое давление 6,6 МПа; заданный конечный уровень в скважине 550м):
а, б—зависимости от коэффициента продуктивности соответственно предельно достижимого уровня в скважине и длительности
и» свабирования; 1,2,3 — откачка соответственно с применением агрегатов А-37, КСС-1 и ПКС-5, оснащенных плашечным свабом;

4, 5, б—откачка соответственно с применением агрегатов А-37, КСС-1 и ПКС-5, оснащенных корзинчатым свабом
Рис. 8.8. Влияние притока из пласта на относительную погрешность вычис-
ления предельно достижимого уровня в скважине при свабировании скважин,
эксплуатирующих горизонты Да—Д& Дт, нижнего и среднего карбона
(начальный уровень жидкости в скважине равен статическому):
свабирование скважин, эксплуатирующих горизонты: а — Да—Дь Дш (максималииая
глубина спуска сваба 1300 м; статический уровень в скважине 300 м; пластовое давле-
ние 14,0 МПа; заданный конечный уровень в скважине 1250 м); б—нижнего карбона
(максимальная глубина спуска сваба 900 м; статический уровень в скважине 200 ч;
пластовое давление 9,0 МПа; заданный конечный уровень в скважине 850 м); в—сред-
него карбона (максимальная глубина спуска сваба 600 м; статический уровень в аквав»
не 100 м; пластовое давление 6,6 МПа; заданный конечный уровень в скважине 550 м):
1, 2, 3 — откачка соответственно с применением агрегатов А-37, КСС-1 и ПКС-5,
оснащенных плашечным свабом; 4, 5, 6— откачка соответственно с применением
агрегатов А-37. КСС-1 и ПКС-5. оснащенных корзинчатым свабом
Рис. 8.9. Влияние притока из пласта на относительную погрешность вычис-
ления времени, необходимого для максимального снижения уровня при сваби-
ровании скважин, эксплуатирующих горизонты Да—Дь Дпь нижнего и средне-
гокарбона (начальный уровень жидкости в скважине равен статическому):
свабирование скважин, эксплуатирующих горизонты: а — До—Дь Дш (максималь-
ная глубина спуска сваба 1300 м; статический уровень в скважине 300 м; пластовое
давление 14,0 МПа; заданный конечный уровень —1250 м); б— нижнего карбона
(максимальная глубина спуска сваба 900 м; статический уровень в скважине 200 м;
пластовое давление 9,0 МПа; заданный конечный уровень — 850 м); в — среднего
карбона (максимальная глубина спуска сваба 600 м; статический уровень в скважине
100 м; пластовое давление 6,6 МПа; заданный конечный уровень — 550 м):

1,2, 3 — откачка соответственно с применением агрегатов А-37, КСС-1 и ПКС-5,
оснащённых плашечным свабом; 4,5,6 — откачка соответственно с применением
агрегатов А-37, КСС-1 и ПКС-5, оснащенных корзинчатым свабом
тока на параметры процесса в принципе не отличается от свабиро-
вания угленосных скважин (в первом случае больше максимальная
глубина спуска сваба и, возможно, пластовое давление), поэтому вед
зависимости проанализированы в одинаковом диапазоне изменения
коэффициента продуктивности 0...40,0 м3/(сут-МПа). На рис. 8.8 и
8.9 продемонстрировано влияние притока из продуктивного пласта;
на относительную погрешность вычисления предельно достижимо-
го уровня в скважине и времени, необходимого для максимального
снижения уровня при свабировании в тех же условиях, что и для
рис. 8.5—8.7. Случаям отсутствия (неучета) притока на графиках
соответствуют точки при значениях коэффициентов продуктивно-
сти, равных нулю.

8.4.	Выводы

Производительность и эффективность свабирования во многом
зависят от применяемого оборудования. В условиях снижения уров-
ня жидкости до 1000 м в скважинах с малым притоком свабирова-
ние по НКТ с внутренним диаметром 62 мм плашечным свабом из
семи секций с упругим поджимом плашек применение агрегата типа
АзИНМАШ-37 обеспечивает подъем за ход столба жидкости высо-
той до 1330 м объемом 3,4 м3 при коэффициенте подачи до 0,85.

Специализированный комплекс КСС-1 обеспечивает подъем с
той же глубины за ход более чем вдвое меньшего объема жидкости
при достаточно высоком коэффициенте подачи 0,64.

Использование в этих условиях ПКС-5 не позволяет поднимать
жидкость с глубины 1000 м плашечным свабом из семи секций.
Применение с ПКС-5 сваба повышенной герметичности с числом
секций 28 увеличивает коэффициент подачи до 0,16, однако объем
поднимаемой из скважины за один ход сваба жидкости при этом не
превышает 0,1 м3. Поэтому при использовании для свабирования
агрегата ПКС-5 целесообразно применение манжетных свабов кор-
зинчатого типа. Необходимо также качественное шаблонирование
колонны НКТ, кроме того, при подъеме жидкости сваб нужно под-
водить как можно ближе к устью.

Сравнительная оценка показателей свабирования скважин сред«
ней глубины со снижением уровня жидкости в скважине до 1000 м
комплексами оборудования на базе разных подъемников показывает,
340
что производительность процесса свабирования комплексом на ба-
зе АзИНМАШ-37 превышает производительность по сравнению с
применением КСС-1 примерно в 3,5 раза, а по сравнению с приме-
нением комплекса на базе ПКС-5 в зависимости от используемых
свабов — в 30... 80 раз.

Эффективность свабирования может быть существенно повы-
шена при разобщении межтрубного пространства скважины и ин-
тервала перфорации пакером, установленным над продуктивным
пластом. При свабировании с пакером все упомянутые подъемные
агрегаты (типа АзИНМАШ-37, КСС-1, ПКС-5) обеспечивают необ-
ходимую скорость сваба для создания глубоких депрессий на пласт
в скважинах средней глубины с потенциальным дебитом жидкости
до 180 м3/сут. Вместе с тем подъемники с большим тяговым усили-
ем лебёдки (АзИНМАШ-37, КСС-1) обеспечивают лучшую очистку
призабойной зоны пласта от загрязнений в результате увеличенной
амплитуды циклического изменения депрессии на пласт за счет
подъёма большего столба жидкости.

Максимальная производительность при свабировании по НКТ
(скважины с пакером) и свабирования скважин непосредственно по
эксплуатационной колонне пропорциональна дебиту скважины при
максимально допустимой депрессии на пласт и коэффициенту по-
дии сваба.

Расчет технологических параметров свабирования в условиях
притока продукции из пласта и при переменном заглублении сваба
под уровень жидкости в циклах необходимо выполнять по рекур-
рентным соотношениям, последовательно для каждого цикла от-
качки; принимая начальным уровнем в первом цикле начальный
вровень жидкости в скважине, а в каждом последующем — конеч-
ный уровень в предыдущем с поправкой на приток в скважину за
время спуска-подъема сваба.

Приток продукции из пласта оказывает существенное влияние
на процесс свабирования, уменьшая максимально достижимую глу-
бшгу снижения уровня в скважине. Величина ошибки в определе-
нии таких параметров свабирования, как предельно достижимая
глубина снижения уровня и время, необходимое для откачки, в зна-
чительной степени зависит от технической характеристики (скоро-
сти и тягового усилия) применяемого подъемника и увеличиваются
с ростом значения коэффициента продуктивности (А’прод.) и задан-
ной глубины снижения уровня жидкости в скважине.
Для условий месторождений ОАО «Татнефть» и им подобных
при свабировании девонских скважин допустимо не учитывать при-
ток только при. применении мощных агрегатов для свабирования
типа АзИНМАШ-37 при значениях /Спрод. до 4,0...5,0 м3/(сут-МПа),
При больших значениях А’прод. даже при свабировании с предельной
скоростью подъема сваба около 4,0 м/с ошибка в определении уров-
ня из-за неучета притока становится ощутимой (для достижимой
предельной глубины снижения уровня более 10 %) и быстро растет
с увеличением А'прод., достигая величины 50 % и более при его зна-
чениях порядка 40,0 м3/(сут-МПа). Ошибка в расчете времени, по-
требного для снижения уровня, достигает при таких значениях ко-
эффициента продуктивности величины 100 %.

При применении в этих условиях маломощного подъемника
типа ПКС-5 ошибка в определении предельной глубины снижения
уровня может превышать 100 % уже при значениях /Спрод. порядка
10,0 м3/(сут-МПа), а времени откачки — 8,0 м3/(сут-МПа).

При свабировании скважин нижнего карбона со средней глуби-
ной залегания пластов порядка 1100 м с применением АзИНМАШ-
37 ошибка в определении предельной глубины снижения уровня и
времени откачки из-за неучета притока (при прочих осредненных
параметрах и максимальной скорости сваба) превышает 10 % при
достижении Кпрод^ величины порядка 10,0 м3/(сут-МПа), а для мало-
мощных подъемников типа ПКС-5 при достижении среднего зна-
чения /Спрод. порядка 5,0 м3/(сут-МПа) ошибки при расчете техноло-
гических параметров превышают 25 %. Поскольку приведенные знай
чения характеризуют предельные режимы работы оборудования,
которые не всегда достижимы на практике, очевидно, что при оп-
ределении технологических параметров свабирования допустимо
не учитывать приток из пласта только для скважин с малыми зш-
чениями /Гпрод. (менее 0,5...1,0 м3/(сут-МПа), пробуренных на гори-
зонты нижнего и среднего карбона. Для скважин, эксплуатирующих
девонские пласты, пренебрежение влиянием притока может повлечь
за собой существенные ошибки в определении максимальной глу-
бины снижения уровня и времени отбора жидкости при свабирова-
нии даже в случаях применения мощных подъемников, например
агрегатов на базе АзИНМАШ-37.
ГЛАВА 9. ОЦЕНКА КОММЕРЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ПРИМЕНЕНИЯ СВАБИРОВАНИЯ

ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

В связи с увеличением на поздней стадии разработки месторо-
ждений малодебитного фонда скважин и как следствие — нерента-
бельных скважин, а также в связи с дефицитом глубинно-насосного
оборудования в последнее время возрастает интерес к альтернатив-
ным способам эксплуатации малодебитных и необорудованных
скважин, одной из разновидностей которых является эксплуатация
скважин мобильными подъемными установками. За рубежом по-
добные технологии успешно используются с целью снижения экс-
плуатационных расходов и продления сроков рентабельной экс-
плуатации малодебитных скважин [10—12]. В нашей стране таким
способам эксплуатации до настоящего времени не уделялось долж-
ного внимания. Отчасти это связано с недостаточной экономиче-
ской обоснованностью области эффективного применения различ-
ных вариантов технологии. К числу последних относится свабиро-
вание по насосно-компрессорным трубам (НКТ) и эксплуатацион-
ной колонне. В рамках данной главы нас будут интересовать вопро-
сы оценки эффективности применения свабирования для эксплуа-
тации малодебитных и необорудованных скважин. Рассмотрим их
на конкретном примере расчета внедрения на некотором гипотети-
ческом предприятии периодической эксплуатации группы однород-
ных скважин с осредненными параметрами свабированием по НКТ.
Пусть это будут скважины средней глубины (до 1400 м) по класси-
фикации АЛ. Адонина [88]. Заметим также, что, с соответствую-
щими оговорками, полученные результаты справедливы и при ис-
пользовании свабирования по эксплуатационной колонне, а также
свабирования с помощью желонки.

Сформулируем вкратце преимущества, которые сулит перио-
дическая эксплуатация низкорентабельных скважин мобильными
подъемными установками. Как известно, перевод скважины на пе-
риодическую эксплуатацию УСШН при прочих равных условиях
всегда сопровождается потерей дебита. Тем не менее, он может
быть оправдан, если экономия эксплуатационных затрат превышает
убытки от потерь добычи нефти. Причем для периодической экс-
плуатации насосная установка должна иметь запас подачи, чтобы
быстро откачать из скважины количество жидкости, накопившееся
за время притока из пласта. Кроме того, в состав насосной установ-
ки необходимо включать устройства, обеспечивающие ее запуск и
остановку по заданной программе. Отмеченные обстоятельства ни-
коим образом не способствуют экономии эксплуатационных за-
трат. В случае периодической эксплуатации свабом эти вопросы
снимаются — производительность свабирования любым сущест-
вующим подъемником во много раз превышает потенциальный
дебит малодебитных скважин, а откачка в нужное время в нужном
месте обеспечивается мобильностью подъемного агрегата. Высво-
бодившаяся насосная установка может быть эффективно исполь-
зована на более продуктивной скважине. Кроме того, при отсутст-
вии ограничений геолого-технического характера эксплуатация
теоретически может вестись без потерь добычи — там, где уро-
вень в скважине можно снижать глубже динамического при экс-
плуатации УСШН, в ряде случаев есть возможность получить
среднеинтегральную депрессию на пласт не ниже, чем при насос-
ной эксплуатации в непрерывном режиме работы скважин с по-
стоянным динамическим уровнем.

Условие целесообразности перевода группы скважин с непре-
рывной насосной эксплуатации, например установками скважин-
ных штанговых насосов, на периодическую эксплуатацию свабиро-
ванием за какой-либо промежуток времени (например, месяц) мож-
но записать в ваде

Ц'йсваб. Л\6сваб.)>Ц'СусШН “ ^2 (0УСШН /’ СМ)

где Ц— цена на нефть, р./м3;

Ссваб. — среднемесячная добыча нефти при периодическом
свабировании, м3;

^(Ссваб.)— среднемесячные затраты на добычу нефти при пе-
риодической эксплуатации свабированием, тыс, р.;

бусшн — среднемесячная добыча нефти при эксплуатации
УСШН в непрерывном режиме, м3;

^гССусшн ) — среднемесячные затраты на добычу нефти при экс-
плуатации УСШН в непрерывном режиме, тыс. р.

Или

Р> {бмстн Р।	Ц ' Оугпш •Д0,	(9,2)
(9.3)

А|2=1-	—

Сусшн

где — изменение объема среднемесячной добычи нефти при пе-
риодическом свабировании по сравнению с эксплуатаци-
ей УСШН в непрерывном режиме.

Как видно из (9.2), задача должна решаться в два этапа — на
первом рассчитывается технологический эффект, на втором — эко-
номический.

9.1.	Прогнозирование технологического эффекта
от перевода скважин на эксплуатацию мобильными
подъемными установками

Для прогнозирования технологического эффекта воспользуем-
ся разработанным и представленным в разделе 8.2 алгоритмом рас-
чета технологических параметров при свабировании, оценив по-
путно число скважин, которые можно эксплуатировать одним агре-
гатом при различной продолжительности периода накопления про-
дукции. Здесь имеется в виду, что агрегат для свабирования за сме-
ну объезжает несколько скважин, к которым возвращается через
промежуток времени, равный периоду накопления продукции. По-
скольку число свабируемых за смену скважин зависит от длитель-
ности переездов и времени свабирования одной скважины, а следо-
вательно, и от числа циклов откачки на каждой скважине, при та-
’кой постановке задачи можно проследить, как общее число экс-
плуатируемых скважин коррелирует со временем накопления про-
дукции, числом циклов откачки на каждой скважине, коэффициен-
том продуктивности, техническими характеристиками подъемника
и другими параметрами. Пусть свабирование ведется по колонне
НКТ агрегатом на базе АзИНМАШ-37 плашечным свабом из трех
наборов уплотняющих элементов (секций) с поджимом уплотни-
тельных элементов к стенкам НКТ давлением поднимаемого столба
жидкости (см. рис. 1.80, б). Коэффициент гидравлического сопро-
тивления одной секции такого сваба для простоты будем считать
постоянным и равным 18400 (см. главу 7). Кроме того, примем сле-
дующие параметры.
Глубина подвески насоса (длина колонны НКТ), м............1300

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м...........0,132

Внутренний диаметр НКТ, м...............................0,0625

Наружный диаметр НКТ, м..................................0,073

Статический уровень в скважине, м..........................300

Динамический уровень при эксплуатации УСШН, м...............950

Плотность пластовой воды, кг/м3...........................1160

Кинематическая вязкость воды при 20 °С, м2/с............1,01-ЦТ6

Динамическая вязкость откачиваемой продукции, Па-с--------0,01

Коэффициент продуктивности, м3/(сут-МПа)..................0,19

Плотность пластовой нефти, кг/м3...........................900

Обводненность продукции, доли единицы......................0,5

Расстояние, на которое сваб не доводится до устья, м........10

Скорость подъема сваба, м/с................................3,0

Диаметр каната, м........................................0,015

Масса единицы длины каната, кг/м..............*..........8,271

Длина грузов, м...........................................5,0,

Диаметр грузов, м.........................................0,05

Среднее расстояние между скважинами, км....................9,0

Средняя скорость специальной техники, км/ч................30,0

Продолжительность рабочей смены, ч..........................12

Ряд приведенных значений заслуживает комментариев. Так,
среднее расстояние между скважинами и средняя скорость пере-
движения специальной техники взяты по данным ОАО «Татнефть».
Дебит скважин по жидкости при эксплуатации УСШН в непрерыв-
ном режиме, выбранных значениях пластового давления и коэффи-
циента продуктивности составляет порядка 1,25 м3/сут. Для оценки
величины обводненности продукции взята за основу следующая
логика: средняя обводненность девонских скважин в НГДУ Аль-
метьевнефть составляет на момент работы над книгой (как и в це-
лом по ОАО «Татнефть» для всех категорий скважин) около 82 %.
В то же время обводненность добываемой продукции малодебит-
ного фонда скважин НГДУ Альметьевнефть составляет 35,1 %
[102]. Округление этой цифры до 50 % вносит в расчеты некото-
рый «запас прочности».

Плотность откачиваемой скважинной жидкости рассчитаем обыч-
ным образом:

Рж = рн(1 -В) + рв-В,

(9.4)

где рж — плотность откачиваемой скважинной жидкости, кг/м3;
рн — плотность пластовой нефти, кг/м3;
рв — плотность пластовой воды, кг/м3;

В — обводненность продукции, доли единицы.

В числе прочих параметров при расчетах используется про-
должительность монтажа (демонтажа) комплекса оборудования для
свабирования, задаваемая исходя из экспертных оценок. На прак-

тике затраты времени на подготовительно-заключительные опера-
ции нормируются по факту. Так, по опыту бригад по свабированию
НГДУ Лениногорскнефть и Альметьевнефть ОАО «Татнефть» эта
цифра составляет максимум 30...45 мин. Кроме того, существуют еди-
ные нормы времени на подземный (текущий) ремонт скважин [103],

в которых на подготовку к текущему ремонту скважин в целом от-

водится 89 мин. Если из этой величины исключить затраты времени

на установку оттяжек и закрепление стяжных винтов к якорям (в
этих операциях при свабировании нет необходимости), то время,
отводимое на подготовку к свабированию, составит 37 мин. Посколь-
ку на практике для свабирования в большинстве случаев использу-
ются переоборудованные агрегаты для подземного ремонта, а так-
же с учетом некоторого запаса времени на установку устьевого
оборудования, в дальнейших расчетах продолжительность монтажа
(равно как и демонтажа) принята равной 45 мин.

Расстояние Нжу., на которое в каждом цикле сваб не доводится
до устья по соображениям безопасности, выбрано в соответствии с
руководящим документом [24].

Результаты расчета изменения параметров процесса от цикла

к циклу при сделанных допущениях и различном времени накоп-

ления продукции в скважинах представлены соответственно на
рис. 9.1—9.9.

Рис. 9.1. Начальный уровень
«скважине. в зависимости
от числа циклов откачки:
1,2,3,4,5—при времени
накопления продукции
соответственно 1,2,3,
5 и 7 сут

Число циклов откачки
Коэффициент подачи,	Конечный уровень, м	Погружение под уровень, м

Рис. 9.2. Погружение сваба
под уровень в зависимости
от числа циклов откачки:
обозначения кривых 7—5
см. на оис. 9.1

Рис. 9.3. Конечный уровень
в скважине в зависимости
от числа циклов откачки:
обозначения кривых/— 5
см. навис. 9.1

Рис. 9.4. Коэффициент
подачи в зависимости
от числа циклов отктки:
обозначения кривых 7—5
см. на рис. 9.1
Рис. 9.5. Объем жидкости,
отбираемой из скважины при
свабировании, в зависимости
от числа циклов откачки:
обозначения кривых 1—5
см. на рис. 9.1

Рис. 9.6. Число свабируемых
за смену скважин в зависимо-
сти отчисла циклов откач-
ки на каждой скважине

Рас. 9.7.Добыча жидкости
смену в зависимости от
члена циклов откачки на
каждой скважине:
обозначения кривых 1—5
см. на рис. 9.1
Число циклов откачки

Число циклов откачки

Рис. 9.8. Изменение среднеме-
сячной добычи жидкости при
свабировании группы скважин
по сравнению с эксплуатацией
УСШН в непрерывном режиме:
обозначения кривых 1—5
см. на рис. 9.1

Рис. 9.9. Корреляция числа
скважин, которые может экс-
плуатировать один агрегат,
числа циклов откачки и вре-
мени накопления в каждой
скважине:
обозначения кривых 1-45
см. на рис. 9.1

Необходимо подчеркнуть, что наличие области отрицательного
изменения (прироста) среднемесячного дебита жидкости по сравне-
нию с эксплуатацией УСШН в непрерывном режиме (см. рис. 9.8)
не противоречит представлению о неизбежности потерь добычи при
переводе скважин на периодическую эксплуатацию УСШН при про-
чих равных условиях. Это объясняется тем, что условия становятся
неравными — при принятых допущениях область отрицательных
значений функции соответствует упоминавшемуся выше; сду-
чаю, когда среднеинтегральная депрессия на пласт при свабирова-
нии больше, чем при непрерывной откачке УСШН с постоянным
динамическим уровнем ЯдНН. = 950 м (см. рис. 9.1—9.3).

Как видно из графиков (см. рис. 9.1—9.9), путем отслеживания
и соответствующей обработки промежуточных результатов расчета
350
при рекурсивных вычислениях можно получить режимы работы (вре-
мя накопления, число циклов откачки и т. п.), оптимальные с точки
зрения совокупности заданных критериев. То есть появляется возмож-
ность, изменяя соответствующие параметры, простым перебором без
конструирования целевой функции достаточно сложного вида (см. вы-
ражения (8.17)—(8.19) и поиска ее частных производных решать для
простейших случаев задачу оптимизации с одним-двумя ограниче-
ниями. Например, исходя из условия максимизации добычи нефти за
смену, можно получить выходной массив, представленный в табл. 9.1.

Таблица 9.1.

Результаты расчета технологических параметров откачки одним
агрегатом при различном времени накопления продукции в скважинах

Параметры  1	Значения параметров откачки за время накопления				
	1сут	2сут	Зсут	5сут	7 сут
Фонд скважин, эксплуатируемых одним агрегатом	3	6	9	15	21
Месячный дебит выделенной группы скважин при эксплуатации УСШН в непрерывном режиме, м3	113,8	227,5	341,3	568,8	796,3
Число скважин, свабируемых за смену одним агрегатом	3	3	3	3	3
Оптимальное число циклов откачки свабом в каж- дой скважине группы	5	5	5	5	5
Начальный уровень в последнем цикле, м	1230	1185	1148	1088	1045
Погружение под уровень в последнем цикле, м	65	109	147	206	249
конечный уровень в последнем цикле, м	1239	1204	1175	1129	1095
'коэффициент подачи в последнем цикле, эли единицы	0,72	0,81	0,85	0,88	0,90
Продолжительность последнего цикла, мин	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4
Рост уровня из-за притока в последнем цикле, м	1,4	1,4	1,3	1,2	1,2
Время свабирования одной скважины, мин	71,9	71,9	71,9	71,9	71,9
Прирост уровня за время свабирования, м	6,9	6,4	5,9	5,2	4,7
Отбор жидкости из каждой скважины, м3	1,2	2,3	3,3	4,9	6,1
Отбор нефти из каждой скважины, м3	0,6	1,2	1,7	2,5	3,0
Добыча жидкости за смену, м3	3,5	7,0	10,0	14,7	18,3
Добыча нефти за смену, м3	1,8	3,5	5,0	7,4	9,1
Месячный дебит при периодическом свабировании, м’	98,7	195,4	278,9	412,8	511,7
Потери добычи продукции по сравнению с эксплу- атацией скважины в непрерывном режиме, %	13,0	14,0	18,0	27,0	36,0
800

600

§400

§

|200
В
и
0
И,

Время накопления, сут

Рис. 9.10. Зависимость объема
среднемесячной добычи жидко-
сти из группы скважин отвре-
мени накопления продукции:
1 — эксплуатация УСШН в не-
прерывном режиме; 2 — перио-
дическое свабирование

Как видно из табл. 9.1, при принятых исходных данных в слу-
чае периодической эксплуатации скважин свабированием добыча
жидкости за смену максимальна при пяти циклах откачки на каж-
дой из скважин группы. Построенная по табл. 9.1 зависимость объ-
ема среднемесячной добычи жидкости от времени накопления про-
дукции, приведена на рис. 9.10.

Таким образом, разработанный алгоритм позволяет сопоста-
вить время накопления продукции и потери добычи (которым соот-
ветствует расстояние между кривыми 1 и 2 на рис. 9.10). Аналогич-
ные приведенной табл. 9.1 выходные массивы можно получать, варь-
ируя свойства скважинной жидкости, технические характеристики
подъемника и ряд других параметров.

В заключение отметим, что подобные вычисления можно про-
водить и при рассмотрении других задач, решаемых снижением
уровня жидкости в скважине свабированием. В частности, исполь-
зуя неравенство (9.1), можно обосновать принятие решения об экс-
плуатации мобильными подъемниками трупп малодебитных необо-
рудованных скважин на вновь вводимых в разработку новых ме-
сторождениях, либо на временно не обустроенных открытых ранее.
В этом случае, очевидно, Сусшн = 0 и (9.1) переходит в «обычное»
интуитивно понятное условие коммерческой эффективности про-
ведения технологического мероприятия

(9.5)
9.2.	Методика расчета коммерческой эффективности
эксплуатации скважин мобильными подъемными
установками

Общие положения и определения

"Внедрение технологии периодической эксплуатации малодебит-
ных и необорудованных скважин мобильными подъемными уста-
новками будем рассматривать как локальный проект, т. е. комплекс
действий (работ, услуг, приобретений, управленческих операций и
решений), реализация которого не оказывает существенного влия-
ния на экономическую, социальную и экологическую ситуацию в ре-
люне и не изменяет уровень и структуру цен на товарных рынках.

Участник проекта — субъект инвестиционной деятельности
поданному проекту в соответствии с [104].

Эффективность проекта — категория, отражающая соответ-
ствие проекта целям и интересам его участников. Согласно [105],
доя (локальных проектов оценивается только их коммерческая эф-
фективность.

Эффективность проекта оценивается в течение расчетного пе-
риода, охватывающего временной интервал от начала проекта до
его прекращения.

Показатели коммерческой эффективности проекта учитыва-
ют финансовые последствия его осуществления для участника, реа-
лизующего проект, в предположении, что участник производит все
необходимые для реализации проекта затраты и пользуется всеми
его результатами. Кроме того, здесь и далее предполагается, что
проект реализуется на действующем предприятии, в связи с чем
проект оценивается приростным методом [105]. При этом:

— в качестве выручки от реализации продукции, численности
персонала, стоимости основных средств, текущих активов и пасси-
вов й иных «объемных» показателей проекта принимается измене-
ние соответствующих показателей по предприятию в целом, обу-
словленное реализацией проекта. В частности, в расчетах не учи-
тываются амортизация основных средств, существовавших незави-
симо от данного проекта, хотя и используемых для его реализации,
расходы по управлению производством (так как реализация проекта
не требует увеличения административно-управленческого персона-
ла). В то же время подлежит обязательному учету выручка от пре-
дусмотренной проектом реализации имущества действующего
предприятия;

— налоги, связанные с реализацией проекта, рассчитываются
в соответствии с обусловленными этой реализацией изменениями
выручки, балансовой прибыли, размеров оплаты труда, стоимости
имущества и т. п. В частности, в расчетах не учитываются налог на
имущество действующего предприятия в части, используемой для
реализации проекта, если в связи с проектом стоимость имущества
не возросла, земельный налог (если реализация проекта не требует
расширения земельного участка, занятого предприятием) и т. д. На-
лог на прибыль определяется исходя из прироста налогооблагаемой
прибыли по предприятию в целом (дополнительной прибыли, обу-
словленной реализацией проекта).

Началом расчетного периода считается дата начала вложения
средств в подготовку оборудования и скважин к периодической
эксплуатации мобильными подъемными установками.

Расчетный период разбивается на шаги — отрезки, в пределах
которых производится обработка данных, используемых для расчёта.
Шаги расчета определяются их номерами (0,1,...). Время в расчет-
ном периоде измеряется в годах или долях года и отсчитывается от
фиксированного момента 10 = 0, являющегося концом нулевого шага.

Прекращение реализации проекта может быть следствием раз-
личных причин. Условия прекращения реализации проекта на дей-
ствующем предприятии должны дополнительно увязываться с фи-
нансовыми показателями предприятия в целом [105]. Поэтому гра-
ница временного интервала, соответствующая прекращению проек-
та, считается переменной. В связи с изложенным эффективность
проекта оценивается за первые к шагов расчетного периода.

Расчеты ведутся в текущих ценах (т. е. в ценах, заложенных в
проект без учета инфляции). Учет инфляции в условиях переходно-
го периода в экономике является самостоятельной задачей и при
необходимости должен производиться в соответствии с [105].

Учет неопределенности, т. е. неполноты и неточности инфор-
мации об условиях реализации проекта (колебания объемов добычи
за смену, стоимости переработки добытой нефти и пр.), и риска, т. е.
возможности возникновения таких условий, которые приведут к
негативным последствиям для участников проекта, производится
увеличением нормы дисконта на величину поправки на риск. В свя-
зи с тем что проект реализуется на действующем предприятий, для
расчета показателей эффективности необходимо использовать нор-
мы дисконта, относящиеся к предприятию в целом [105]. В частно-
сти, включаемая в норму дисконта поправка на риск должна учиты-
вать не только риск, связанный с данным проектом, но и другие ви-
ды рисков, связанных со всей деятельностью предприятия.

Расчет денежного потока при внедрении эксплуатации малоде-
битных и необорудованных скважин мобильными подъемными
установками

Денежный поток проекта — это зависимость от времени де-
нежных поступлений и платежей при его реализации, определяемая
для всего расчетного периода [105]. С использованием характери-
стик денежного потока рассчитываются показатели коммерческой
эффективности проекта.

На каждом шаге расчета значение денежного потока характери-
зуется:

—	притоком, равным размеру денежных поступлений (или
результатов в. стоимостном выражении) на этом шаге;

—	оттоком, равным платежам на этом шаге;

—	- сальдо (активным балансом, эффектом), равным разно-
сти между притоком и оттоком.

При внедрении на действующем предприятии периодической
эксплуатации малодебитных и необорудованных скважин мобиль-
ными подъемными установками приток и отток реальных денег про-
исходят в рамках инвестиционной и операционной деятельности:

ф,=ф”+ф°,	(9.6)

где ф, — денежный поток при внедрении периодической эксплуа-
тации малодебитных и необорудованных скважин мо-
бильными подъемными установками, тыс. р.;

ф” — денежный поток от инвестиционной деятельности, тыс. р.;
ф° — денежный поток от операционной деятельности, тыс. р.

Расчет денежного потока от операционной деятельности

Приток реальных денег от операционной деятельности форми-
руется за счет увеличения выручки от реализации дополнительно
добытой нефти
где ф°+ — приток реальных денег от операционной деятельности,
тыс. р.;

Цг — цена 1 т нефти (без учета НДС и акциза), тыс. р./т;

— дополнительная добыча нефти, т:

Аб, =365^в#под.аси	(&8)

где ______добыча нефти за смену, г,

№од. — число подъемных агрегатов;

Кв___коэффициент выхода специальной техники (усреднен-

ный показатель, равный отношению числа выходов спе-
циальной техники за год, к общему числу дней в этом
году), доли единицы.

В качестве оттоков в денежном потоке от операционной дея-
тельности учитываются все виды расходов, связанных с производ-
ством продукции и налоги, уплачиваемые предприятием с полу-
ченных в результате производства продукции доходов [105].

Затраты при периодической эксплуатации малодебитных и не-
оборудованных скважин мобильными подъемными установками
складываются из затрат:

—	на подготовку скважин к эксплуатации;

—	переоборудование подъемников под свабирование (в случае
использования для реализации проекта имеющихся на
предприятии подъемных агрегатов);

—	эксплуатацию подъемников;

—	транспортировку продукции;

—	заработную плату операторов по добыче нефти и отчисле-
ния с нее;

—	подготовку добытой нефти;

—	НИОКР (в случае необходимости в них);

— налоги.

Кроме того, в зимнее время не исключены трудности с расчи-
сткой дорог к скважинам, что может обусловить целесообразность
сезонной эксплуатации. В этом случае необходимо при расчетах
вдвое уменьшать коэффициент выхода специальной техники. При
круглогодичной эксплуатации затраты на подготовку дорог к сква-
жинам в зимнее время либо непосредственно суммируются с дру-
гимн затратами (если такие данные имеются на предприятии), либо
рассчитываются аналогично затратам на эксплуатацию специаль-
ной техники с соответствующими поправками на время работы.
Поэтому в общем случае при действующей налоговой системе на
каждом шаге расчета справедливо равенство

з;=згеЛ+зГ'+зги,	(9.9)

йе 3' — изменение затрат предприятия (без учета налога на при-
быль), тыс. р.;

З^6- — изменение эксплуатационных затрат на добычу нефти,
тыс. р.;

ЗГ — изменение амортизационных отчислений (в случае при-
обретения для реализации проекта подъемных агрегатов,
цистерн или другого оборудования, относящегося к ос-
новным средствам), тыс. р.;

3,“’ — изменение размера налогов, относимых на себестоимость
продукции и финансовые результаты, тыс. р.

Зсеб. = Зпрс. + 3Ч>. + Зпод. + Зоп. + Зч>. ф ддор. ф дподг.(910)

где Зр*’ — затраты на подготовку скважин к эксплуатации, тыс. р.;
з^- — затраты на переоборудование подъемных агрегатов (при
использовании имеющихся на предприятии подъемни-
ков), тыс. р.;

3"0Л — затраты на эксплуатацию подъемных агрегатов, тыс. р.;

3°п‘ — затраты на заработную плату операторов по добыче и
отчисления с нее, тыс. р.;

V' — затраты на транспортировку продукции, тыс. р.;

3^ор' — затраты на расчистку дорог к скважинам в зимний пе-
риод, тыс. р.;

Зподг. — затраты на подготовку добытой нефти, тыс. р.

В (9.10) предполагается, что затраты на переоборудование
подъемных агрегатов в случае использования уже имеющихся на
предприятии подъемников можно считать видом капитального ре-
монта и отнести их на себестоимость.
С точки зрения минимизации расходов на подготовку скважин к
эксплуатации, целесообразно в течение расчетного периода эксплуа-
тировать одни и те же скважины. Поэтому здесь и далее считается,
что на каждом шаге расчета эксплуатируется одна и та же группа
скважин. Тогда затраты на подготовку скважин к эксплуатации вы-
числяются по формуле

ч и ТУ

"'пре. скв/ ’ под.

о

Т = 0,

Г*0,

(9.11)

где 3"рс' — затраты предприятия на подготовку скважин к эксплуа-
тации на /-м шаге расчета, тыс. р.;

3Прс.— затраты на подготовку одной скважины к эксплуата-
ции, тыс. р.;

«скв. — число скважин, эксплуатируемых одной установкой, шт.

Поскольку подготовка проводится один раз перед началом экс-
плуатации скважины, при IФ 0 (т. е. на всех шагах расчета, кроме
первого) затраты на подготовку скважин к эксплуатации равны ну-
лю:3<Р°'Ь*о = °-

Расходы на переоборудование также производятся на первом
шаге расчета:

3 Н

^кр/т под.

/ = 0,

(9.12)

где 3^ — затраты предприятия на переоборудование подъемных
агрегатов для свабирования, тыс. р.;

Зкр. — затраты на переоборудование одного агрегата, тыс. р.

Выражение для подсчета затрат на эксплуатацию мобильных
подъемников имеет вид

37*-365-е;	(9.13)

где 3"од’ — затраты предприятия на эксплуатацию подъемных аг-
. регатов, тыс. р.;

СПод. — стоимость одного часа эксплуатации подъемника, тыс. р.;

4м. — продолжительность рабочей смены, ч.
Затраты на заработную плату операторов по добыче и отчисле-
ния с нее зависят от системы оплаты труда, принятой на предпри-
ятии. Учитывать особенности системы оплаты труда при расчете
затрат на заработную плату целесообразно введением соответст-
вующих поправок в расчетные формулы. Для предприятий, на ко-
торых оплата труда складывается из «тарифной» и «премиальной»
частей, можно записать

3,“

(9.14)

где 3°"’ — затраты предприятия на заработную плату операторов
по добыче и отчисления с нее, тыс. р.;

ураб. — официально утвержденный фонд рабочего времени, ч;

Т^. — тарифная ставка оператора по добыче нефти, тыс. р.;

Прпр. — средний по предприятию процент премии, доли единицы;

Ссоц. — процент отчислений с фонда оплаты труда на единый
социальный налог, доли единицы.

Затраты на транспортировку продукции зависят от используе-
мого способа транспортирования ее. При конкретных расчетах не-
обходимо также учитывать, что такие интегральные показатели, как
стоимость часа эксплуатации подъемных агрегатов и автоцистерн,
включающие в себя зарплату водителя и отчисления с нее, стои-
мость ГСМ и авторезины, расходы на технический осмотр и обслу-
живание, амортизационные отчисления, расходы на капитальный
ремонт, стоимость лицензий на автотранспорт и накладные расхо-
ды, на разных предприятиях имеют разные значения. При примене-
нии прицепной емкости или откачке в систему сбора в первом при-
ближении затратами на транспортировку можно пренебречь. Для
более точных расчетов необходимо использовать соответствующие
данные о стоимости эксплуатации автоприцепа либо расходах на
транспортировку продукции по системе сбора. В случае транспор-
тировки автоцистернами справедливо равенство

3^=365-^.^

(9-15)

где, 3^' — затраты предприятия на эксплуатацию автоцистерн,
тыс. р.;
Сац. — стоимость часа эксплуатации автоцистерны, тыс. р.;

Гц— вместимость автоцистерны, т;

В— обводненность откачиваемой продукции, доли едини-
цы, (в квадратных скобках число округляется до бли-
жайшего ббльшего целого).

При расчете затрат на расчистку дорог к скважинам в зимний
период при круглогодичной эксплуатации необходимо использовать
усредненные данные о количестве затраченного времени за про-
шлые периоды. При отсутствии таковых можно с некоторым запа-
сом принять, что необходимость в расчистке дорог возникает в
среднем каждые два дня из трех. Тогда

ЗГ=365-^--(Мб)
л э

где 3,до₽’ — затраты предприятия на расчистку дорог к скважинам в
зимний период при круглогодичной эксплуатации, тыс. р.;

Сгрейд. — стоимость часа эксплуатации специальной техники для
расчистки дорог, тыс. р.

Затраты на подготовку дополнительно добытой нефти можно
рассчитать по формуле

дподг. _ Ун 7Упод. подг,	(917)

I — В

где 3™дг’ — затраты на подготовку дополнительно добытой нефти
на Лм шаге расчета, тыс. р.;

Сцодг. — себестоимость подготовки 1 т нефти, тыс. р.

Амортизационные отчисления (в случае приобретения в про-
цессе реализации проекта подъемных агрегатов, цистерн или дру-
гого оборудования, относящегося к основным средствам, а таюке
ввода в эксплуатацию скважин, вышедших из бурения) рассчиты-
ваются в соответствии с действующими нормативными документа-
ми [106,107].

Выражение для расчета налогов, относимых на себестоимость,
в связи с нестабильной (и, к сожалению, не всегда предсказуемой)
налоговой системой, детализировать не будем.

Отток реальных денег в рамках операционной деятельности
можно рассчитать по формуле
ФГ=з;+(фг - з; )• с;4”*6-+з™окр - зг,	(9.18)

где С"₽и6- — ставка налога на прибыль на 1-м шаге расчета, доли
единицы;

3Ш0КР — затраты на научно-исследовательские и опытно-кон-
структорские работы, тыс. р.

Здесь и далее считается, что при необходимости НИОКР затра-
ты на них производятся на первом шаге расчета:

,НИОКР

3НИОКР
о

Г = 0,

Г*0,

(9.19)

где Зниокр — стоимость НИОКР, тыс. р.

Для сальдо денежного потока от инвестиционной деятельности
на /-м шаге расчета имеем

Ф“=ФГ-ФГ-	<9-20>

Или, с учетом (9.18):

ф; = (ф°+ - 3““- )(1 - С"риб')~ 3™окр + 3™С,приб- •	(9.21)

Расчет денежного потока от инвестиционной деятельности

Приток реальных денег от инвестиционной деятельности форми-
руется за счет стоимости оборудования, которое экономится при вне-
дрении технологии на предприятии и прибыльно применяется на дру-
гих скважинах (за вычетом затрат на подготовку скважины, подго-
товку оборудования УСШН к повторному использованию и налогов):

ф,и+ = 0,838/?Г^усшн(1 ~ СГ6)’	С9-22)

где ф“+ — приток реальных денег от инвестиционной деятельно-
сти, тыс. р.;

7?,эк‘ — стоимость оборудования, которое экономится на каж-
дой скважине при внедрении технологии, тыс. р.;

^Уусшн — число демонтируемых УСШН, шт.
Кзк.

(Сск. + Ссу. + Си + Сшг. + СНКТ

х(1-Призн.)-(с^м.+С- +С®Т

О

, рНКТ
"г ^подг.

Г = 0, (9.23)
1*0,

где Сек. — стоимость станка-качалки, тыс. р.;

Ссу. — стоимость станции управления, тыс. р.;

Сн — стоимость насоса, тыс. р.;

Сщт. — стоимость колонны штанг, тыс. р.;

Снкт — стоимость колонны НКТ, тыс. р.;

Сарм. — стоимость устьевой арматуры, тыс. р.;

Сдам. — затраты на д емонтаж станка-качалки и фундамента, тыс. р.;
Призн. — степень изношенности оборудования, доли единицы;

С^м — стоимость профилактического ремонта насоса перед по-
вторным использованием, тыс. р.;

Срев. — стоимость ревизии штанг перед повторным использова-
нием, тыс. р.;

С™т — стоимость ревизии НКТ перед повторным использовав
нием, тыс. р.;

С-подг. — стоимость подготовки НКТ к повторному использова-
нию, тыс. р.;

Кнад. — коэффициент надежности, доли единицы.

Слагаемые, включающие стоимость колонны НКТ, ее ревизии и
подготовки к повторному использованию учитываются только если
технология предполагает подъем жидкости по эксплуатационной; ко-
лонне. В остальных случаях их необходимо положить равными нулю.

Поскольку УСШН демонтируется один раз, при I * 0 (т. е. на
всех шагах расчета кроме первого)	= 0. Кроме того, счита-

ется, что на скважинах, где демонтируется УСШН, стоимость подъ-
ема насоса, штанг и НКТ входит в затраты на подземный ремонт
скважины, проводимый при подготовке скважин к эксплуатации
мобильными подъемниками.

В качестве оттока в денежный поток от инвестиционной дея-
тельности включаются распределенные по шагам расчетного пе-
риода затраты по созданию и вводу в эксплуатацию новых основ-
ных средств, если это необходимо для реализации проекта:

ФГ=3^«»+ЗГ^,	(»-24)
где ф"~ — отток денежных средств от инвестиционной деятель-
ности, тыс. р.;

—	затраты на приобретение нового подъемного агрегата,
тыс. р.;

Мюд. — число приобретаемых подъемников, пгт.;

3«ов-_затраты на приобретение новой цистерны, тыс. р.;

—	число приобретаемых цистерн, шт.

При различных вариантах реализации проекта могут использо-
ваться цистерны на шасси автомобилей, автомобильных прицепов
либо самих подъемных агрегатов. Кроме того, откачка может вес-
тись в систему сбора. В двух последних случаях, а также если про-
ект реализуется с использованием уже имеющихся на предприятии
подъемных агрегатов или цистерн, соответствующие слагаемые в
(9.24) необходимо положить равными нулю.

Поскольку в случае приобретения подъемников и (или) цистерн
капитальные затраты производятся на первом шаге расчета (т. е.
при I = 0), то ф”~|(*0 = 0 •

Для сальдо денежного потока от инвестиционной деятельности
на /-м шаге расчета имеем

ФГ=ФГ-ФГ-	<9-25)

Определение показателей коммерческой эффективности и фи-
нансовой реализуемости

Текущий чистый доход (ЧД, Ие1 Уа1ие, №), — накопленный
эффект (сальдо денежного потока) за первые к шагов расчетного
периода,—рассчитывается по формуле [105]:

*

ЧД(*)=ЕФ< •	(9-26)

/=0

Важнейшим показателем эффективности является чистый дис-
контированный доход (ЧДД, интегральный эффект, Ме1 Ргеаеп!
Уа1ие, РРР). Текущий ЧДД, — накопленный дисконтированный
эффект за первые к шагов расчетного периода, — определяется по
формуле [105]:
(9.27)

где Е — норма дисконта, доли единицы.

ЧД и ЧДД характеризуют превышение суммарных денежных
поступлений над суммарными затратами соответственно без учета
и с учетом неравноценности эффектов (а также затрат, результа-
тов), относящихся к различным моментам времени.

Срок окупаемости с учетом дисконтирования — продолжитель-
ность периода от начала нулевого шага до наиболее раннего момен-
та времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый
дисконтированный доход ЧДД(А) становится и в дальнейшем оста-
ется неотрицательным.

Текущая внутренняя норма доходности (текущая ВНД, ВНД(А))
это такое число, что при норме дисконта Е = ВНД(А) величина
ЧДД(А) обращается в 0, при всех больших значениях Е — отрица-
тельна, при всех меньших значениях Е — положительна. Для от-
дельных проектов и значений к текущая ВНД может не существо-
вать. ВНД(к) определяется как неотрицательный корень уравнения

(9-28)

где Еа — текущая внутренняя норма дисконта, доли единицы.

Если уравнение (9.28) не имеет неотрицательных решений или
имеет больше одного такого решения, то текущая ВНД проекта на
к-м шаге не существует.

Финансовая реализуемость — показатель, принимающий два
значения — «да» или «нет», и характеризующий наличие финансо-
вых возможностей осуществления проекта. Проект является фи-
нансово реализуемым, если на каждом шаге расчета алгебраическая
(с учетом знаков) сумма притоков и оттоков денежного потока про-
екта является неотрицательной.

Использование условий реализуемости и показателей эффек-
тивности при выборе вариантов реализации проекта

При выборе наиболее эффективного варианта реализаций тех-
нологии необходимо решать задачи:
—	оценки реализуемости вариантов, т. е. проверки каждого из
них на соответствие всем имеющимся ограничениям технического,
экономического, экологического, социального и иного характера.
Нереализуемые варианты либо исключаются из дальнейшего рас-
смотрения, либо их параметры, условия финансирования и/или ор-
ганизационно-экономический механизм реализации корректируют-
ся таким образом, чтобы удовлетворить условиям реализуемости;

—	оценки абсолютной эффективности варианта, т. е. превы-
шения оценки совокупного результата над оценкой совокупных
затрат. При отрицательной абсолютной эффективности вариант,
как правило, исключается из дальнейшего рассмотрения. Исключе-
нием является ситуация, когда все альтернативные варианты, в том
числе возможность не осуществлять проект, могут иметь отрица-
тельную абсолютную эффективность;

—	оценки сравнительной эффективности вариантов, т. е. оп-
ределения большей (меньшей), и возможность предпочтительности
одного варианта по сравнению с другим;

—	выбора из множества вариантов совокупности наиболее
эффективных при некоторых ограничениях.

Основным показателем, характеризующим абсолютную и срав-
нительную эффективность проекта, является значение ожидаемого
ЧДД. Поэтому при наличии нескольких альтернативных вариантов
наиболее эффективным из них считается тот, который обеспечивает
максимальное значение ожидаемого ЧДД и это значение — неот-
рицательно.

Как правило, нельзя отбирать среди альтернативных вариантов
наиболее эффективный по наилучшему значению таких показате-
лей, как ВИД, срок окупаемости и др. Выбранное решение может
не совпадать с наилучшим по критерию максимума ЧДД. Поэтому
расчет этих показателей необходим не столько для выбора наибо-
лее эффективного варианта, сколько для его анализа: если один или
несколько из указанных показателей принимают значения, не ха-
рактерные для проектов данного типа, свидетельствующие о неус-
тойчивости проекта или выходящие за границы приемлемости, то
необходимо понять и разъяснить в проектных материалах причины
этих отклонений, либо скорректировать исходную информацию и
уточнить выбор наилучшей альтернативы.

Методы отбора проектов, в частности перевода скважин на
эксплуатацию передвижными подъемными установками, являются
неформальной процедурой, так как требуют одновременного учета
многих и количественных, и качественных факторов социально-
политического, экономического и технического характера. Поэтому
выбор вариантов решения не может быть осуществлен на основа-
нии одного, сколь угодно сложного, формального критерия, а 'тре-
бует проведения практически неалгоритмизуемых экспертных оце-
нок. Тем не менее, изложенная выше методика, вытекающая из
правил рационального экономического поведения, должна играть
при выборе весьма существенную роль, так как позволяет избежать
грубых ошибок, а в тех случаях, когда выбор производится из иных
соображений, дает возможность оценить экономический результат.

В силу многообразия возможных условий реализации разных
вариантов технологии, представленную методику расчета коммер-
ческой эффективности применения свабирования для периодиче-
ской эксплуатации малодебитных и необорудованных скважин ре-
комендуется использовать для принятия решения о целесообразно-
сти применения технологии на каждом конкретном наборе скважин.

Результаты расчетов рекомендуется представлять в табличной
форме или в виде графиков. Графическая форма представления бо-
лее информативна, так как позволяет наглядно оценить устойчи-
вость проекта при колебаниях основных параметров. Поскольку
вычисления достаточно громоздки, для расчетов предпочтительнее
использовать ПЭВМ. Вычислительная процедура позволяет исполь-
зовать любые программные средства: электронные таблицы, языки
программирования высокого уровня и т. п., в частности автором
описанный алгоритм реализован средствами МаЙ1Саб 2001 Рго.

В качестве примера рассмотрим расчет ЧДД при внедрении на
некотором гипотетическом предприятии периодической эксплуата-
ции свабированием по НКТ группы скважин с осредненными пара-
метрами. Пусть это будут скважины средней (до 1400 м) глубины.

Многовариантность условий реализации проекта в нашем слу-
чае (использование специализированных агрегатов для свабирова-
ния либо переоборудованных агрегатов для подземного ремонта и
геофизических исследований, широкий спектр условий работы аг-
регатов, категорий скважин и вариантов транспортирования про-
дукции) обусловливает необходимость принятия ряда априорных
допущений. Основные из них следующие:

1.	Продолжительность шага расчета составляет 1 год.

2.	Для свабирования используются переоборудованные агрегаты
для подземного ремонта АзИНМАШ-37, переоборудование агрегатов
может рассматриваться как вид капитального ремонта. При этом за-
траты на переоборудование относятся на себестоимость, что выгод-
нее, чем капитальные вложения (например покупка нового агрегата),
поскольку в последнем случае средства берутся из фондов, формиру-
емых за счет амортизационных отчислений и прибыли предприятия.

3.	Транспортировка продукции осуществляется автоцистерна-
ми АЦ-10 на шасси КамАЗ-53212.

4.	На всем протяжении расчетного периода каждым агрегатом
эксплуатируется одна и та же группа скважин.

5.	Оборудование УСШН, которое может быть демонтировано и
использовано на других скважинах, имеется на половине скважин
из выбранной группы.

Расчеты сделаны для случая низких мировых цен на нефть
(пример — I квартал 1999 г.). Условные стоимостные показатели,
принятые в качестве исходных данных для расчетов приведены ниже.

Показатели	Значения

Норма дисконта, доли единицы..................................0,20

Стоимость переоборудования А-37А под свабирование, тыс. р.....152

Затраты на ПРС по подготовке одной скважины к свабированию, тыс. р...6

Цена 1 т нефти, тыс. р.....................................0,4016

Коэффициент выхода специальной техники, доли единицы..........0,795

Стоимость 1 ч эксплуатации агрегата для свабирования, тыс. р..0,078

Продолжительность рабочей смены, ч.............................10

Стоимость 1 ч эксплуатации автоцистерны, тыс. р.............0,078

Стоимость 1 ч эксплуатации бульдозера, тыс. р...............0,079

Себестоимость подготовки нефти, тыс. р./т..................0,0123

Стоимость станка-качалки, тыс. р...........................199,7226

Стоимость станции управления, тыс. р........................8,006

Стоимость вставного насоса, тыс. р.........................10,716

Стоимость 1 штанги диаметром 19 мм, тыс. р.................0,3864

Стоимость устьевой арматуры, тыс. р........................15,294

Затраты на демонтаж станка-качалки и фундамента, тыс. р.......5,161

Степень изношенности оборудования, доли единицы...............0,5

Стоимость ремонта насоса перед повторным использованием, тыс. р 3,278
Стоимость ревизии 1 штанга перед повторным использованием, тыс. р.. 0,09428

Коэффициент надежности, доли единицы..........................1,43

Число скважин, эксплуатируемых одним агрегатом, шт.............20

Годовой фонд рабочего времени, ч..............................2508

Тарифная ставка оператора, тыс. р..........................0,0057

Средний по предприятию процент премии, доли единицы..........0,35

Размер отчислений с фонда оплаты на единый социальный налог,
доли единицы.................................................0,39

Массовая вместимость используемых автоцистерн, т...............10

Обводненность продукции, доли единицы.........................0,5

Ставка налога на прибыль, доли единицы........................0,3

Стоимость НИОКР, тыс. р.........................................0
Стоимость НИОКР при переоборудовании А-37 принята нуле-
вой, т. е. рассматривается случай предприятия, в котором в экс-
плуатации находится необходимое число подобных агрегатов и
проведения дополнительных научно-исследовательских и опытно-
конструкторских работ для реализации проекта не требуется. Еще
раз подчеркнем, что стоимость 1 ч эксплуатации агрегатов для сва-
бирования и автоцистерн в разных НГДУ имеют различные значе-
ния, что необходимо учитывать в конкретных расчетах.

Графики, отражающие влияние основного параметра процесса —
объема добытой за смену нефти — на величину ЧДД на различных
шагах расчета, приведены на рис. 9.11 и рис. 9.12.

Так, рис. 9.11 иллюстрирует «пошаговую» зависимость ЧДЦ
при 10-часовой рабочей смене от добычи нефти за смену для случая
внедрения одного и трех агрегатов и транспортировки продукции
автоцистернами при сезонной эксплуатации скважин (в зимний пе-
риод скважины простаивают, коэффициент выхода уменьшен вдвое).
На рис. 9.12 приведены аналогичные зависимости при круглого-
дичной эксплуатации скважин (затраты на расчистку дорог в зим-
ний период рассчитываются по (9.16).

Пилообразный характер кривых объясняется последователь-
ным вовлечением в процесс дополнительных цистерн для транс-
портировки продукции по мере увеличения объема добычи за сме-
ну — абсциссы точек скачкообразного уменьшения прибыли с уче-
том обводненности откачиваемой продукции кратны вместимости
цистерн, а число «зубцов» на кривой соответствует числу исполь-
зуемых для перевозки емкостей.

Рассмотрение кривых позволяет заключить, что в рамках при-
нятых допущений критерий эффективности и финансовой реали-
зуемости проекта — неотрицательность ЧДД в любом временном
интервале — выполняется при обеспечиваемом с данным агрегатом
уровне добычи нефти за смену. Причем эффективность проекта
растет пропорционально объему внедрения, т. е. числу использу-
емых агрегатов (и соответственно эксплуатируемых скважин). Так,
при сезонной эксплуатации одним подъемником группы из 20 сква-
жин, обеспечивающих добычу нефти за смену, равную 7,0 ^ вели-
чина чистого дисконтированного дохода за первый год, первые два
года и первые три года реализации проекта составит соответствен-
но 475,4; 443 и 416 тыс. р., а при применении в тех же условиях
трех агрегатов, каждый из которых эксплуатирует по 20 скважин,
368
б

Рйс. 9.11. Зависимость величины чистого дисконтированного дохода (сальдо
накопленных реальных денег) от объема добычи нефти за 10-часовую смену при
использовании агрегатов А-37 и транспортировке продукции автоцистернами.

Горизонт расчета равен 3 годам. В зимнее время скважины простаивают:
а — один подъемник; б—три подъемника.

/, 2, 3 — соответственно за первый год, первые два года и первые три года

реализации проекта

Рис. 9.12. Зависимость величины чистого дисконтированного дохода (сальдо
накопленных реальных денег) от объема добычи нефти за 10-часовую смену при
использовании агрегатов А-37 и транспортировке продукции автоцистернами.
Горизонт расчета равен 3 годам. В зимнее время скважины эксплуатируются:
а—один подъемник; б—три подъемника.

1, 2,3 — соответственно за первый год, первые два года и первые три года
реализации проекта
ЧДД за первый год, первые два года и первые три года реализации
проекта составит соответственно 1426; 1329 и 1248 тыс. р.

Круглогодичная эксплуатация даст следующие результаты: для
одного агрегата 401; 307 и 229 тыс. р., а для трех агрегатов — 1204;
922 и 687 тыс. р., соответственно.

Таким образом, из расчета следует, что на предприятии с при-
нятыми показателями использование периодической эксплуатации
выбранной группы скважин передвижными подъемными установ-
ками экономически целесообразно и обеспечивает ЧДД порядка
400 тыс. р. на один подъемный агрегат.

Подчеркнем, что эти результаты получены при принятых ранее
допущениях. При изменении начальных условий конкретные циф-
ры, равно как и соотношение между ними, могут меняться.

9.3. Анализ структуры затрат и возможные пути
повышения рентабельности эксплуатации малодебитных
и необорудованных скважин мобильными
подъемными установками

Рассмотрим возможные пути повышения эффективности пе-
риодической эксплуатации простаивающих малодебитных и необу-
строенных скважин мобильной подъемной установкой. Помимо
организационно-технических рекомендаций это позволит сформу-
лировать ряд исходных технических требований ко вновь разраба-
тываемому оборудованию для подъема продукции из скважин в
различных условиях. При разработке рекомендаций, направленных
на повышение коммерческой эффективности технологии добычи
нефти, очевидны два направления деятельности — увеличение до-
полнительной добычи нефти и снижение затрат на осуществление
мероприятия. С точки зрения техники и технологии в рамках пер-
вого из направлений представляется возможным добиться роста
эффективности рассматриваемого способа эксплуатации за; счет
сокращения непроизводительных затрат времени рабочей смены, в
частности времени переездов техники и продолжительности подго-
товительно-заключительных операций при свабировании. Послед-
ние, как свидетельствуют результаты расчетов, занимают порядка
60 % времени, затрачиваемого на одну скважину. Одним из вариан-
тов здесь может быть использование малогабаритной мачты на
шасси автомобильного прицепа с малым временем монтажа, пере-
возимой в транспортном положении, а в пределах куста скважин —
передвигаемой в развернутом виде. Другая возможность — приме-
нение специализированного агрегата для свабирования с компакт-
ной мачтой.

В рамках второго направления возможности не столь очевид-
ны. Для их анализа на рис. 9.13, 9.14 (см. цв. вклейку) показан
удельный вес каждой из составляющих в структуре затрат в целом
по предприятию за первые три года реализации проекта при ис-
пользовании трех агрегатов А-37 и транспортировке продукции ав-
тоцистернами для случая 10-часовой рабочей смены соответствен-
но при сезонной и круглогодичной эксплуатации каждым агрегатом
группы из 20 однородных малодебитных скважин, обеспечивающей
уровень добычи нефти за смену, равный 6,0 т. Основные осреднен-
ные параметры при эксплуатации групп территориально разбросан-
ных малодебитных скважин приняты теми же, что и в разделе 9.1.

Наиболее весомыми (см. рис. 9.13, 9.14 на цв. вклейке) являют-
ся затраты на транспортировку продукции автоцистернами. Напом-
ним, что вместимость цистерн принята при вычислениях равной
10,0 т. При этом за основу взята автоцистерна АЦ-10 на шасси Ка-
мАЗ-53212 [47], хотя существуют автоцистерны массовой вмести-
мостью до 30,0 т (например полуприцеп-цистерна 9693 с тягачом
КамАЗ-54112 6><12). Их применение может несколько снизить из-
держки на транспортировку продукции скважин автоцистернами.
Существенно уменьшить транспортные расходы можно отказав-
шись от использования автоцистерн. Простейшая альтернатива при
сезонной эксплуатации — откачка в систему сбора (если таковая
имеется). Один из вариантов замены, приемлемый как при сезон-
ной, так и при круглогодичной эксплуатации — цистерна на шасси
автомобильного прицепа, возможно установленная совместно с ма-
логабаритной мачтой. Другой вариант — уже упоминавшийся спе-
циализированный комплекс оборудования для свабирования, в ка-
кой-то мере аналогичный представленным в [11, 12]. При этом ем-
кость для транспортировки продукции должна размещаться непо-
средственно на агрегате для свабирования, либо на прицепе к нему.
В случае использования подобного агрегата могут быть также ис-
ключены затраты на зарплату оператора для свабирования и отчис-
ления с нее, поскольку подобный комплекс оборудования обслужи-
вается одним человеком. В первом приближении (без учета экс-
плуатационных затрат на альтернативные варианты) оценить по-
следствия отказа от использования автоцистерн можно, положив в
(9.15) Сац. = 0. Полученные таким образом результаты иллюстри-
руют рис. 9.15—9.16 и рис. 9.17—9.18 (см. цв. вклейку).

Рис. 9.15, 9.16 отражают влияние изменения способа транспор-
тировки продукции на величину ЧДД на различных этапах осуще-
ствления проекта. В частности рис. 9.15 иллюстрирует «пошаго-
вую» зависимость ЧДД при 10-часовой рабочей смене от добычи
нефти за смену для случая внедрения одного и трех агрегатов при
различных вариантах транспортировки продукции и сезонной экс-
плуатации скважин. На рис. 9.16 приведены аналогичные зависи-
мости при круглогодичной эксплуатации скважин.

Пилообразный характер кривых, построенных для случая тран-
спортировки продукции автоцистернами, как и ранее, объясняется
вовлечением в процесс дополнительных цистерн по мере увеличе-
ния объема добычи за смену.

При рассмотрении рис. 9.15 и 9.16 обращают на себя внимание
довольно существенные темпы роста коммерческой эффективности
с увеличением объема добычи нефти за смену. Это служит веским
основанием для тщательного подбора скважин при реализации тех-
нологии: уменьшение пробега специальной техники при переездах,
а также выбор оптимального времени накопления и откачки при
периодической эксплуатации скважин могут существенно увели-
чить добычу нефти за смену.

Анализ рис. 9.17 и 9.18 (см. цв. вклейку) показывает, что при
откачке продукции в систему сбора (прицепную емкость) самая
значительная по величине статья расходов — налоги с выручки за
нефть. Поскольку изменение действующей налоговой системы не
является предметом рассмотрения данной работы, перейдем к сле-
дующим по величине составляющим. Ими являются затраты на
эксплуатацию агрегатов для свабирования. В этой части при неиз-
менном уровне добычи можно сэкономить на уже упоминавшихся
сокращении длительности подготовительно-заключительных опе-
раций и оптимизации пробега за смену путем рационального под-
бора скважин. Применение более дешевого, чем А-37, специализи-
рованного комплекса оборудования для свабирования также может
обеспечить некоторое снижение расходов на эксплуатацию агрега-
та для свабирования — при меньшей балансовой стоимости снизят-
ся амортизационные отчисления и, возможно, некоторые другие
составляющие стоимости эксплуатации специальной техники. При-
близительно оценить максимальную стоимость подобного агрегата
Добыча нефти за смену, т

Рас. 9.15. Зависимость величины чистого дисконтированного дохода (сальдо
накопленных реальных денег) от объема добычи нефти за 10-часовую смену при
использовании агрегатов А-37. Горизонт расчета равен 3 годам.

В зимнее время скважины простаивают:
а — один подъемник; б—три подъемника.

1,2,3— соответственно за первый год, первые два года и первые три года реали-
зации проекта при транспортировке продукции автоцистернами; 4,5,6—соответ-
ственно за первый год, первые два года и первые три года реализации проекта при
откачке продукции в систему сбора (прицепную емкость)

Рис. 9.16. Зависимость величины чистого дисконтированного дохода (сальдо
накопленных реальных денег) от объема добычи нефти за 10-часовую смену при
использовании агрегатов А-37. Горизонт расчета равен 3 годам.

В зимнее время скважины эксплуатируются:
а—один подъемник; б—три подъемника.

1,2,3 — соответственно за первый год, первые два года и первые три года реали-
зации проекта при транспортировке продукции автоцистернами; 4, 5,6— соответ-
ственно за первый год, первые два года и первые три года реализации проекта при
откачке продукции в систему сбора (прицепную емкость)

Добыча нефти за смену, т

б
можно, воспользовавшись следующим соображением. Как следует
из рис. 9.14 (см. цв. вклейку), расходы на приобретение агрегата с
учетом разницы в амортизационных отчислениях (норма амортиза-
ции — 14,3 % при двухсменной работе [106]) и налоге на имущест-
во (ставка налога — 2 % остаточной стоимости [106]) за весь срок
реализации проекта не должны превышать затраты на переобору-
дование одного агрегата на базе А-37 и транспортировку добывае-
мой им продукции автоцистернами при круглогодичной эксплуата-
ции скважин. Тогда можно приближенно записать

ДЗна| 14,3—+ 21

Зна + 3---------—-----< < Зац' + З’4’-,	(9.29)

100

где Зна— затраты на приобретение нового агрегата, тыс. р.;

АЗна— разница в балансовой стоимости имеющегося подъем-
ника и нового специализированного агрегата, тыс. р.;

3!Щ' — затраты на эксплуатацию автоцистерн за весь срок реа-
лизации проекта, тыс. р.;

Зкр' — затраты на переоборудование агрегата А-37А под сваби-
рование за весь срок реализации проекта, тыс. р.

В нашем случае сумма (Зщ. + 3^.) составляет порядка 1300 тыс. р.
Допустим, что разница в балансовой стоимости имеющегося подъем-
ника и нового специализированного агрегата составляет четверть
стоимости последнего. Тоща, приняв 4м = Ю ч, получим, что при при-
нятых допущениях новый агрегат должен стоить не более 1200 тыс. р.
(в ценах 1999 г.).

Что касается затрат на подготовку скважин к свабированию, то их
в ряде случаев можно существенно снизить путем использования ма-
лозатратных устройств и технологических приемов качественной под-
готовки поверхности колонны НКТ к свабированию без извлечения
из скважины с помощью самого агрегата для свабирования инстру-
ментом, спускаемым на тяговом органе, без привлечения дополни-
тельного оборудования и бригады ПРС, например описанных в [61].

Однако наиболее кардинальный и самый многообещающий
путь увеличения эффективности — реализация свабирования по
эксплуатационной колонне. В какой-то мере резюмируя результаты
предыдущих частей работы, напомним вкратце его преимущества.

Из главы 4 внимательный читатель мог сделать вывод, что тео-
ретическая производительность при свабировании по эксплуатаци-
374
онной колонне в зависимости от условий и параметров процесса в
1,6...4,3 раза больше производительности свабирования по НКТ.
Далее отметим, что стоимость оборудования (в ценах 1999 г.), ко-
торое экономится на каждой скважине (без учета износа) при сва-
бировании по НКТ составляет порядка 260 тыс. р. При свабирова-
нии по эксплуатационной колонне к этому следует добавить стои-
мость экономящейся колонны НКТ — в ценах середины 1999 г. ко-
лонна новых НКТ длиной 1200 м (за вычетом расходов на подго-
товку труб к повторному использованию) стоила порядка 113 тыс. р.
Таким образом, стоимость сэкономленного оборудования, которое
можно прибыльно применить на более продуктивных скважинах,
увеличивается примерно в 1,5 раза. Кроме того, при периодическом
свабировании по эксплуатационной колонне оказывается автомати-
чески задействован механизм гравитационной сепарации воды и
нефти, происходящей в скважинах в период накопления [88], что
фи аккуратном определении положения водонефтяного раздела
(ВНР) (с помощью стандартной аппаратуры электрического каро-
тажа, например серийных индукционных скважинных резистиви-
метров РИС-42 [49]; представляется перспективным также совме-
стный спуск в скважину на каротажном кабеле сваба и прибора)
может обеспечить отбор отстоявшейся, почти безводной, нефти, су-
щественно снизив тем самым затраты на транспортировку и подго-
товку продукции, а так же сократив время откачки. Высвободивши-
еся ресурсы можно направить на дополнительную добычу нефти.
Использовать гравитационную сепарацию при свабировании по НКТ
не представляется возможным, поскольку в этом случае отстоявши-
еся в эксплуатационной колонне нефть и вода вновь перемешивают-
ся при поступлении в колонну НКТ. Таким образом, переход на сва-
бирование по эксплуатационной колонне позволит кратно увеличить
эффективность процесса, что подтверждается и зарубежным опытом.

В последнее время в разработку вводится все больше мелких
месторождений, запасы которых относят к категории трудноизвле-
каемых. Обустройство этих месторождений и дальнейшее внедре-
ние механизированных способов добычи нефти зачастую затягива-
ются из-за дефицита средств. Применение свабирования, — теперь
уже достаточно очевидно, — позволяет начать эксплуатацию сква-
жин (причем как пробную, так и на достаточно долговременной
основе) на таких месторождениях. Полученная прибыль от прода-
жи добытой нефти может быть направлена на обустройство место-
рождения, а результаты пробной эксплуатации использованы для
установления оптимальных режимов отбора продукции. Для неко-
торых мелких месторождений может оказаться целесообразной схе-
ма обустройства, ориентированная на продолжительную эксплуа-
тацию скважин мобильными подъемными установками. Причем сле-
дует отметить, что, поскольку новые месторождения разбуривают-
ся преимущественно кустовым способом, среднее расстояние меж-
ду скважинами и, соответственно, пробег специальной техники в
данном случае будут существенно меньше, что, несомненно, уве-
личит возможные объемы добычи нефти за смену и, соответствен-
но, повысит коммерческую эффективность технологии. В связи с
изложенным, а также с учетом современной динамики цен на нефть
представляют практический интерес расчеты по разработанной ме-
тодике в условиях относительно высоких цен на нефть и отсутствия
на скважинах насосного оборудования.

Подобная ситуация эксплуатации мелкого не обустроенног.
месторождения моделируется в первом приближении, если в расче-
тах по приведенной методике положить стоимость оборудования,
которое экономится на каждой скважине при внедрении свабирования
Я‘ж = 0. Результаты расчетов при цене на нефть 1 тыс. р./1 т (ос-
тальные затраты в ценах 1999 г.) для условии принятого гипотети-
ческого предприятия представлены на рис. 9.19—9.26 (рис. 9.21—
9.22 и рис. 9.25—9.26 — см. на цв. вклейке). В данном случае при

Рис. 9.19. Зависимость величины чистого дисконтированного дохода (сальдо
накопленных реальных денег) от объема добычи нефти за 10-часовую а .гну при
использовании агрегатов на базе А-37 и транспортировке продукции автоцис-
тернами на небольшом необустроенном месторождении. Горизонт расчета
равен 3 годам. В зимнее время скважины простаивают:
а — один подъемник; б—три подъемника.

1, 2, 3 — соответственно за первый год, первые два года
и первые три года реализации проекта
Зниокр

3%	Зац

32%

Рис. 9.13. Структура затрат в целом по предприятию для случая
свабирования одним подъемником 20 скважин за первые 3 года
реализации проекта при использовании 3 агрегатов, 10-часовой смене, и
добыче нефти каждым агрегатом за смену 6,0 т. Транспортировка
продукции автоцистернами. Горизонт расчета — 3 года.

В зимнее время скважины простаивают

Зниокр

39%

Рис. 9.14. Структура затрат в целом по предприятию для случая
свабирования каждым подъемником 20 скважин за первые 3 года
реализации проекта при использовании 3 агрегатов, 10-часовой смене, и
добыче нефти одним агрегатом за смену 6,0 т. Транспортировка
продукции автоцистернами. Гэризонт расчета — 3 года.

В зимнее время скважины эксплуатируются
Рис. 9.17. Структура затрат в целом по предприятию для случая
свабирования одним подъемником 20 скважин за первые 3 года
реализации проекта при использовании 3 агрегатов, 10-часовой смене, и
добыче нефти каждым агрегатом за смену 6,0 т. Откачка продукции в
систему сбора (прицепную емкость). Горизонт расчета — 3 года

В зимнее время скважины простаивают

Рис. 9.18. Структура затрат в целом по предприятию для случая
свабирования одним подъемником 20 скважин за первые 3 года
реализации проекта при использовании 3 агрегатов, 10-часовой смене, и
добыче нефти каждым агрегатом за смену 6,0 т. Откачка продукции в
систему сбора (прицепную емкость). Горизонт расчета — 3 года.

В зимнее время скважины эксплуатируются
32%

Рис. 9.21. Структура затрат в целом по предприятию для случая
свабирования одним подъемником 20 скважин за первые 3 года
реализации проекта при использовании 3 агрегатов,
10-часовой смене, и добыче нефти каждым агрегатом за смену 6,0 т на
небольшом необустроенном месторождении. Транспортировка
продукции автоцистернами. Горизонт расчета — 3 года.

В зимнее время скважины простаивают

Рис. 9.22. Структура затрат в целом по предприятию для случая
свабирования одним подъемником 20 скважин за первые 3 года
реализации проекта при использовании 3 агрегатов,
10-часовой смене, и добыче нефти каждым агрегатом за смену 6,0 т на
небольшом необустроенном месторождении. Транспортировка
продукции автоцистернами. Горизонт расчета — 3 года.

В зимнее время скважины эксплуатируются
Рис. 9.25. Структура затрат в целом по предприятию для случая
свабирования одним подъемником 20 скважин за первые 3 года
реализации проекта при использовании 3 агрегатов,
10-часовой смене, и добыче нефти каждым агрегатом за смену 6,0 т на
небольшом необустроенном месторождении. Откачка продукции в
прицепную емкость. Горизонт расчета — 3 года.

В зимнее время скважины простаивают

Рис. 9.26. Структура затрат в целом по предприятию для случая
свабирования одним подъемником 20 скважин за первые 3 года
реализации проекта при использовании 3 агрегатов,
10-часовой смене, и добыче нефти каждым агрегатом за смену 6,0 т на
небольшом и необустроенном месторождении. Откачка продукции в
прицепную емкость. Горизонт расчета —3 года.

В зимнее время скважины эксплуатируются
Рис. 9.20. Зависимость величины чистого дисконтированного дохода (сальдо
накопленных реальных денег) от объема добычи нефти за 10-часовую смену
при использовании агрегатов на базе А-37 и транспортировке продукции ав-
тоцистернами на небольшом необустроенном месторождении. Горизонт
расчета равен 3 годам. В зимнее время скважины эксплуатируются:
а — один подъемник; б — три подъемника.

1, 2, 3 — соответственно за первый год, первые два года
и первые три года реализации проекта

. 9000 ’
а
о 7000 ;

2 5000 ;

Й 3000 ;

1000 -

-1000

10	20

Добыча нефти за смену, т

Рис. 9.23. Зависимость величины чистого дисконтированного дохода (сальдо
накопленных реальных денег) от объема добычи нефти за 10-часовую смену при
использовании агрегатов на базе А-37 на небольшом необустроенном место-
рождении. Горизонт расчета 3 года. В зимнее время скважины простаивают:
а — 1 агрегат; б—3 агрегата.

1,2, 3 — соответственно за первый год, первые два года и первые три года реали-
зации проекта при транспортировке продукции автоцистернами; 4, 5, 6—соответ-
ственно за первый год, первые два года и первые три года реализации проекта при
откачке продукции в прицепную емкость
2000 к) 5	10	15	20

Добыча нефти за смену, т

-2000

18000 ;

14000 
| 10000 -
ё? 6000 
? 2000 -

10	20

Добыча нефти за смену, т

Рис. 9.24. Зависимость величины чистого дисконтированного дохода
(сальдо накопленных реальных денег) от объема добычи нефти за 10-часовую
смену при использовании агрегатов на базе А-37 на небольшом необустроен-
ном месторождении. Горизонт расчета 3 года.

В зимнее время скважины эксплуатируются:
а — 1 агрегат; б — 3 агрегата.

1,2, 3 — соответственно за первый год, первые два года и первые три года реали-
зации проекта при транспортировке продукции автоцистернами; 4, 5, б—соотвст-
ственно за первый год, первые два года и первые три года реализации проекта при
откачке продукции в прицепную емкость

сезонной эксплуатации одним А-37 группы из 20 скважин, обеспе-
чивающей добычу нефти за смену 7,0 т, ЧДД за первый год, первые
два года и первые три года реализации проекта составит соответст-
венно 124; 389 и 609 тыс. р. Применение трех подъемников, каждый
из которых эксплуатирует по 20 скважин, обеспечит за первый год,
первые два года и первые три года ЧДД соответственно 373; 1167 и
1829 тыс. р. Круглогодичная эксплуатация даст следующие резуль-
таты: для одного агрегата 407; 907 и 1324 тыс. р., а для трех агрега-
тов —1221; 2721 и 3972 тыс. р., соответственно.
9.4. Выводы

Задача оценки коммерческой эффективности применения сва-
бирования для эксплуатации конкретной группы скважин решается
в два этапа. На первом должен быть спрогнозирован расчетным пу-
тем технологический эффект, на втором — экономический. При рас-
чете технологических показателей следует использовать метод рас-
чета по рекуррентным соотношениям. При расчете экономической
эффективности внедрение технологии периодической эксплуатации
труппы скважин мобильными подъемными установками может
рассматриваться как локальный проект.

Для месторождений Урало-Поволжья и других с аналогичными
условиями при рациональном выборе скважин экономически целе-
сообразна эксплуатация бездействующих малодебитных и необору-
дованных скважин периодическим подъемом из них продукции сва-
бом с применением передвижных подъемных установок. Для мало-
продуктивных девонских скважин (дебит по жидкости ~1,1 т/сут;
обводненность 50 %; среднее расстояние между скважинами 9 км)
вполне достижим уровень добычи нефти за 12-часовую смену по-
рядка 7,0...8,0 т.

Рациональным следует признать подбор скважин исходя из ус-
ловия максимизации объема добычи нефти за смену.

Коммерческая эффективность применения свабирования для
эксплуатации малодебитных и необорудованных скважин растет
пропорционально объему внедрения, т. е. числу используемых агре-
гатов, и количеству эксплуатируемых скважин.

Свабирование может оказаться коммерчески эффективным как
при эксплуатации разрозненных малодебитных скважин на поздней
стадии разработки месторождений, так и в случае эксплуатации
групп необорудованных малодебитных скважин на вновь вводимых
в разработку необустроенных месторождениях.

Анализ структуры затрат при эксплуатации бездействующих
малодебитных и необустроенных скважин периодическим подъе-
мом из них продукции свабом с применением передвижных подъ-
емников показывает, что эффективность способа может быть по-
вышена путем применения цистерн и малогабаритных мачт на
шасси автомобильных прицепов либо их комбинаций, подбором
скважин исходя из условия максимизации добычи нефти за смену,
а также использованием малозатратных технологий качественной
подготовки поверхности колонны НКТ к свабированию.

При предварительной оценке допустимого уровня затрат на
приобретение специализированного агрегата для свабирования не-
обходимо учитывать, что лимитная цена нового специализирован^
ного агрегата с учетом разницы в амортизационных отчислениях и
налоге на имущество за весь срок реализации проекта не должна
превышать суммы затрат на переоборудование под свабирование
имеющегося подъемного агрегата и затрат на транспортировку до-
бываемой продукции имеющимися автоцистернами.

Наиболее эффективным способом повышения рентабельности
периодической эксплуатации бездействующих малодебитных и не-
оборудованных скважин передвижными подъемными установками
представляется применение специализированного комплекса обо-
рудования для свабирования скважин по эксплуатационной колон-
не, имеющего в своем составе емкость для транспортировки про-
дукции и малогабаритную мачту.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Свабирование традиционно является основным способом вызо-
ва притока жидкости из продуктивного пласта при освоении неф-
тяных скважин за рубежом и находит все большее применение в
отечественной нефтедобывающей промышленности, особенно по-
сле запрета Госгортехнадзора России на применение сжатого воз-
духа для снижения уровня жидкости в нефтяных скважинах, суще-
ственно ограничившего применение компрессорного способа осво-
ения скважин. Свабирование на современном уровне развития тех-
ники является сравнительно простым, дешевым и безопасным спо-
собом подъема жидкости из скважин и обеспечивает реализацию
всего технологического процесса при герметичном устье скважины.

К эффективному применению свабирования могут быть отне-
сены следующие направления работ:

—	вызов притока при освоении нефтяных скважин;

—	снижение уровня жидкости и регулируемый отбор продук-
ции скважин при проведении исследований;

—	очистка ствола скважины и призабойной зоны пласта от за-
грязнений дренированием;

—	удаление из скважины и пласта продуктов реакции при хи-
мических и комбинированных методах обработки призабойной зо-
ны пласта;

—	удаление из пласта и ствола скважины технологических
агентов после гидроразрыва или пескоструйной перфорации пласта;

—	создание управляемых депрессий на пласт при вторичном
вскрытии;

—	создание управляемых депрессий на пласт при физических
и комбинированных методах обработки призабойной зоны пласта;

—	удаление воды с забоев газовых скважин;

—	периодическая эксплуатация малодебитных и необорудо-
ванных нефтяных скважин.

Свабирование в нашей стране до последнего времени осущест-
влялось в основном с помощью переоборудованных агрегатов для
подземного ремонта скважин типа АзИНМАШ-37, а также геофи-
зических подъемников типа ПКС-5. К недостаткам первых, прежде
всего, следует отнести наличие излишне высокой и грузоподъем-
ной с точки зрения свабирования мачты, требующей применения
растяжек и как следствие этого — сравнительно большого времени
приведения подъемного агрегата из транспортного положения в
рабочее и наоборот. Геофизические подъемники типа ПКС-5 реали-
зуют явно недостаточную для свабирования мощность привода лет
бедки и сравнительно невысокую скорость подъема сваба, что в
значительной мере ограничивает производительность свабирова-
ния, а также не имеют собственной мачты. При применении подъ-
емного агрегата в безмачтовом исполнении существенно увеличи-
вается время, затрачиваемое на подготовительно-заключительные
операции на скважине.

Перспективным следует признать применение специально соз-
данных для свабирования достаточно мощных подъемных агрега-
тов с тяговым усилием лебедки 50,0...70,0 кН, имеющих в своем
составе устанавливаемую в рабочее положение без оттяжек облег-
ченную мачту высотой 10... 12 м, обеспечивающих скорость движе-
ния сваба до 5,0...7,0 м/с и позволяющих осуществлять процесс сва-
бирования как с помощью собственной мачты, так и без нее (при
наличии на скважине буровой вышки или подъемного агрегата для
ремонта скважин). Примерами таких агрегатов могут служить не-
давно появившаяся на рынке нефтепромыслового оборудования ус-
тановка для свабирования скважин типа ЛСГ-40 («Спецавтотехни-
ка», г. Москва), агрегат для свабирования скважин 2УТ5140ТСУ
(КНР). В ряде случаев перспективным представляется применение
специальных каротажных подъемников с собственной мачтой и дву-
мя лебедками типа ПКС-5ГСВ (ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа). К
современным тенденциям при создании подъемных агрегатов для
свабирования следует отнести применение регулируемого гидро-
привода лебедки, обеспечивающего изменение скорости движения
сваба в широком диапазоне и позволяющего ограничивать тяговое
усилие лебедки в соответствии с прочностью применяемого тягово-
го органа сваба.

В качестве тяговых органов сваба наибольшее распространение
получили грузовые стальные канаты диаметром от 12 до 16 мм. На-
ходят применение геофизические грузонесущие кабели, имеющие
более гладкую наружную поверхность по сравнению с канатом, что
обеспечивает лучшие условия для их герметизации на устье сква-
жины. Разработаны специальные геофизические кабели для сваби--
рования повышенной прочности диаметром от 10 до 15 мм. Однако
геофизические кабели дороги и имеют меньшую долговечность при
свабировании по сравнению со стальными канатами. Перспектив^
ным представляется создание специальных стальных канатов для
свабирования скважин, сочетающих в себе такие достоинства кана-
тов, как высокая прочность и долговечность при сравнительно не-
высокой стоимости, и имеющих такую же гладкую поверхность,
как у геофизических грузонесущих кабелей. Долговечность работы
стального каната и геофизического кабеля во многом определяется
степенью равномерности укладки на барабан лебедки при много-
слойной навивке под нагрузкой. Укладка каната на барабан лебедки
может быть улучшена применением специальных накладок на ба-
рабан, обеспечивающих параллельную навивку первого слоя каната
со смещением витков на двух диаметрально противоположных уча-
стках барабана (по системе «Ье-Впв»). Способствует улучшению
укладки каната на барабан лебедки и применение специальных уст-
ройств, размещаемых перед барабаном — укладчиков каната. Од-
нако известные укладчики каната не обеспечивают равномерной
укладки каната на барабан лебедки во всем диапазоне намотки без
ручной корректировки, в частности, из-за изменения диаметра ка-
ната под действием переменной нагрузки. Необходимость отслежи-
вания оператором правильности укладки каната на барабан лебедки
и ручной корректировки укладки в процессе подъема сваба ограни-
чивает скорость, снижает эффективность и производительность
процесса свабирования, особенно в глубоких скважинах. В этой свя-
зи необходимо продолжить поиск новых технических решений, на-
правленных на автоматизацию процесса укладки на барабан лебед-
ки при многослойной навивке и переменной растягивающей на-
грузке стального каната (геофизического кабеля).

Ответственным элементом комплекса оборудования для сваби-
рования скважин является устройство для герметизации тягового
органа сваба на устье скважины. От надежной работы этого уст-
ройства во многом зависят безопасность процесса и защита окру-
жающей среды от загрязнения продукцией скважины при свабиро-
вании. Герметизация тягового органа сваба является непростой за-
дачей. Особенно сложно обеспечить уплотнение движущегося сталь-
ного каната со сложной формой наружной поверхности. Современ-
ные устройства для герметизации тяговых органов сваба на устье
скважины, как правило, содержат два установленных последова-
тельно регулируемых эластичных уплотнительных элемента с ка-
мерой между ними, из которой отводится утечка скважинной жид-
кости и в которую, при необходимости, подаются высоковязкая за-
порная жидкость, нейтрализатор сероводорода, ингибиторы корро-
зии, смазочная жидкость и т. п. Первое со стороны скважины уп-
лотнение воспринимает перепад давления, второе — служит для
очистки выходящего из скважины тягового органа сваба. Управле-
ние герметизирующим устройством в современных комплексах для
свабирования дистанционное гидравлическое. Направления даль-
нейшего совершенствования устройств для герметизации тяговых
органов сваба на устье скважины, — это, в первую очередь, созда-
ние новых дешевых износостойких эластичных материалов с необ-
ходимым модулем упругости для изготовления уплотнительных
элементов тягового органа сваба, стойких к воздействию откачива-
емых из скважин сред. Повышению надежности уплотнительных
устройств для герметизации тяговых органов сваба на устье сква-
жины будет способствовать применение в системе дистанционного
гидравлического управления предложенных гидравлических муль-
типликаторов, обеспечивающих автоматическое регулирование дав-
ления поджима уплотнителя в зависимости от величины избыточ-
ного давления в скважине.

За рубежом свабирование осуществляется свабами манжетного
типа, изготовленными из нефтестойкой резины или других износо-
стойких эластичных полимерных материалов. Для тяжелых усло-
вий применяются манжетные свабы с металлическим упрочняю-
щим каркасом. Этот тип свабов получил наибольшее распростра-
нение и в отечественной практике. Свабы манжетного типа, хотя и
обеспечивают сравнительно высокую герметичность, однако, име-
ют ограничения по развиваемому напору. Кроме того, в трубах, вы-
пущенных по Российским стандартам и имеющих большой разброс
по внутреннему диаметру, а также прерывистые стыки в муфтовых
соединениях, свабы манжетного типа быстро изнашиваются. Пер-
спективным представляется применение в отечественных трубах
металлических свабов плашечного типа, которые не имеют ограни-
чений по развиваемому напору и обеспечивают кратное превыше-
ние ресурса работы по сравнению со свабами манжетного типа.
Направления дальнейшего совершенствования свабов плашечного
тапа — это повышение герметичности, увеличение диапазона изме-
нения наружного диаметра сваба для обеспечения беспрепятствен-
ного прохождения суженных участков в колонне подъемных труб,
создание конструкций свабов для подъема жидкости непосредст-
венно по эксплуатационной колонне. Неплохие перспективы сулит
384
применение в конструкциях плашечных свабов современных изно-
состойких пластмасс, позволяющее существенно упростить техно-
логию, а также снизить трудоемкость и стоимость изготовления де-
талей сложной формы путем применения точного литья без даль-
нейшей механической обработки.

Эффективное и безопасное ведение процесса свабирования не-
возможно без соответствующих средств контроля. К таковым сего-
дня относятся указатели глубины и скорости сваба, нагрузки в тя-
говом органе и давления в скважине. Дальнейшее развитие средств
контроля за процессом свабирования представляется целесообраз-
ным вести в следующих направлениях. Одна из насущных задач —
это повышение точности определения местоположения сваба в сква-
жине, в особенности при подходе сваба в процессе подъема к устью.
Повышение точности контроля местоположения сваба позволит
сократить то безопасное расстояние, на которое сваб при каждом
ходе не доводится до устьевой арматуры, обеспечить при каждом
ходе оптимальное погружение сваба под уровень жидкости в сква-
жине, а следовательно, повысить эффективность процесса подъема
жидкости из скважины. Другое направление связано с необходимо-
стью расширения спектра получаемой при свабировании информа-
ции. Оно может быть реализовано путем создания комплексного
прибора, позволяющего в режиме реального времени и/или с зане-
сением в энергонезависимую память определять и контролировать
наряду с глубиной погружения, скоростью сваба и нагрузкой в тя-
говом органе, давлением на устье скважины, также и положение
динамического уровня жидкости в скважине, расход и накоплен-
ную добычу жидкости, обводненность, рН и минерализацию под-
нимаемой из скважины среды. В сочетании с информацией об из-
менении забойного давления и температуры, получаемой в процес-
се свабирования с помощью существующих глубинных приборов,
такой комплексный прибор оказал бы существенную помощь спе-
циалистам как технологических, так и геологических служб нефте-
добывающих предприятий. Оптимизация режимов технологическо-
го процесса на основе разработанной теории и с применением усо-
вершенствованных средств контроля может кратно повысить эф-
фективность свабирования скважин. Следующий шаг в данном на-
правлении связан с применением для оптимизации процессов сва-
бирования и оценки их эффективности автоматизированных систем
управления технологическими процессами и ПЭВМ. Для реализа-
ции этого потребуется создание на основе разработанных алгорит-
мов расчета технологических параметров свабирования соответст-
вующего программного обеспечения, а также специализированных
аппаратных средств.

В настоящее время в отечественной практике в наибольшей
мере освоено в техническом и технологическом плане и преимуще-
ственно применяется свабирование по колонне насосно-компрес-
сорных труб. Перспективным представляется расширение объемов
применения свабирования скважин с пакером, свабирования в ком-
плексе с другими малозатратными физическими методами обра-
ботки призабойной зоны пласта с целью интенсификации притока
продукции и повышения продуктивности добывающих и приеми-
стости нагнетательных скважин, расширение применения свабиро-
вания в процессах вторичного вскрытия пластов на депрессии, раз-
витие и освоение техники и технологии высокопроизводительного
свабирования по эксплуатационной колонне.

При современном состоянии техники и технологии свабирова-
ния возникают определенные трудности при подъеме из скважин
продукции высокой вязкости. Эффективность процесса в таких сква-
жинах снижается в основном из-за малой скорости спуска сваба в
вязкой среде. Необходимы дальнейшее совершенствование, поиск и
разработка новых технических и технологических решений в этой
области. Как следует из предыдущих разделов книги, работы целе-
сообразно вести в следующих направлениях: оптимизация обору-
дования и режимов откачки; поиск малозатратных технологий воз-
действия на скважинную среду с целью снижения ее вязкости; от-
работка технических средств и технологии подъема высоковязкой
жидкости из скважины по колонне насосно-компрессорных труб,
оборудованной на нижнем конце нормально закрытым клапаном;
обеспечивающим спуск сваба при каждом ходе в пустую колонну
труб с сопутствующей имплозионной обработкой призабойной зо-
ны пласта; освоение техники и технологии свабирования скважин
по эксплуатационной колонне; применение свабирования с помо-
щью желонки. Последняя технология требует совершенствования в
направлении снижения трудоемкости и автоматизации процесса.

Еще одна, пока малоосвоенная у нас область применения сва-
бирования, это — периодическая эксплуатация нефтяных скважин
мобильными подъемными установками. За рубежом подобные тех-
нологии успешно используются с целью снижения эксплуатацион-
386
ных расходов и продления сроков рентабельной эксплуатации ма-
лодебитных скважин. В нашей стране таким способам эксплуата-
ции до настоящего времени не уделялось должного внимания. В то
же время периодическая эксплуатация низкорентабельных скважин
мобильными подъемными установками имеет определенные пре-
имущества перед периодической эксплуатацией скважинными на-
сосами. Как известно, перевод скважинной насосной установки на
режим периодической эксплуатации, как правило, приводит к сни-
жению дебита и в итоге к потери добычи. В случае периодической
эксплуатации свабом при грамотном выборе режима эксплуатации
этого можно избежать. Производительность свабирования любым
существующим подъемником во много раз превышает потенциаль-
ный дебит малодебитных скважин, а откачка в нужное время в
нужном месте обеспечивается мобильностью подъемного агрегата.
Кроме того, появляется возможность в обводнившихся скважинах
организовать раздельный последовательный отбор нефти и попут-
ной воды, а в некоторых случаях, используя механизм гравитаци-
онной сегрегации воды и нефти в пласте, — отбор преимуществен-
но только всплывающей нефти, что будет способствовать сниже-
нию затрат на подготовку нефти. Пробная или временная эксплуа-
тация новых скважин непосредственно после выхода из бурения
обеспечит кроме дополнительной добычи нефти, что даже более
важно, сохранение потенциальной продуктивности скважины, ко-
торая нередко снижается при длительном простое ее перед началом
постоянной эксплуатации. Добыча нефти свабом позволяет уско-
рить ввод в эксплуатацию скважин при кустовом бурении и может
быть начата до завершения бурения соседних скважин и полного
обустройства куста. Как показано в главе 9, свабирование может
оказаться коммерчески эффективным как при эксплуатации разроз-
ненных малодебитных скважин на поздней стадии разработки ме-
сторождений, так и в случае эксплуатации групп необорудованных
малодебитных скважин на вновь вводимых в разработку необустро-
енных нефтяных месторождениях. Эффективность способа может
быть повышена подбором скважин исходя из условия максимиза-
ции добычи нефти за смену, применением цистерн и малогабарит-
ных мачт на шасси автомобильных прицепов. Наиболее эффектив-
ным способом повышения рентабельности периодической эксплуа-
тации бездействующих малодебитных и необорудованных скважин
передвижными подъемными установками представляется создание
и применение специализированного комплекса оборудования для
свабирования скважин по эксплуатационной колонне, имеющего в
своем составе емкость для транспортировки продукции и малогаба-
ритную манту.

Вместе с тем следует признать, что широкое промышленное
применение способа эксплуатации скважин мобильными подъем-
ными установками для свабирования требует дальнейшего решения
ряда вопросов как технического, так и организационного характера,
в частности автоматизированного и независимого от персонала уче-
та добываемой продукции, предотвращения попадания в окружаю-
щую среду выделяющегося из нефти при заполнении емкости и
транспортировании продукции газа, разработки алгоритма и ком-
пьютерной программы оптимизации подбора скважин и маршрута
движения агрегата. При создании подобной программы не обойтись
без использования современных достижений как в области геоин-
формационных систем, так и в сфере программных продуктов для
расчета экономической эффективности инвестиционных проектов.

Таким образом, хотя свабирование и является одним из самых
«старых» способов подъема продукции скважин, имеются все ос-
нования утверждать, что его потенциальные возможности далеко не
исчерпаны. Перспектива эффективного применения свабирования
во многом определяется тем, насколько грамотно подобрано обору-
дование и выбраны режимы при реализации технологического про-
цесса. Авторы надеются, что приведенная в книге информация бу-
дет способствовать дальнейшему развитию и более широкому и
эффективному применению свабирования скважин в нефтедобыче.
ЛИТЕРАТУРА

1.	Ой хуе118\уаЬ1п§: ап ипзип^ ай И ОпШп^. —1963, Запиаху. — Уо1.24, Ы6. 3. —
Р. 64—69.

2.	Валовский В.М., Валовский К.В., Фархутдинов Р.Г. Технические средства
свабирования скважин и их технологические возможности И Нефть Татарстана. —
1998. —№ 2. — С. 37—39.

3.	Состояние и перспективы развития техники и технологии свабирования
скважин. Техника и технология добычи нефти на современном этапе / В.М. Ва-
ловский, Р.М. Ахунов, Р.Г. Фархутдинов, Ю.Д. Попович И Сб. докл. науч.-практ.
конф. АО «Татнефть» и НТО нефтяников и газовиков РТ. — Альметьевск, 1998. —
С. 154—155.

4.	Максутов Р.А., Валовский В.М., Ануфриев В.В. Новый комплекс оборудо-
вания для освоения нефтяных скважин // Нефт. хоз-во. —1990. —№5. — С. 10—13.

5.	Валовский В.М., Ануфриев В.В., Слесарев В.Е. Комплекс оборудования для
свабирования скважин КСС-1 И Безопасность труда в промышленности. — 1990. —
№4. —С. 33—35.

6.	А.с. 591680 СССР, МКИ Р 28 Д 7/00. Вертикальный теплообменник
/ О.И. Прокопов, МА. Расторгуев, ИГ Шарафутдинов. — Заявл. 16.03.1976. —
Опубл. 05.02.1978. Бюл. № 5.

7.	А.с. 1426875 СССР, МКИ В 60 Р 9/00. Устройство для транспортирования
и очистки загрязненного груза / В.М. Валовский, В.В. Ануфриев, А.Н. Ситников. —
Заявл. 17.07.1986. — Опубл. 30.09.1988. Бюл. № 36.

8.	Сотрозйе Са1а1о§ оГ ой йеИ едшршеп! апй зегугсез. РиЫхзЪеб Ьу ХУогМ Ой,
1968—1969.

9.	СошргеЬепзхуе са1а1од оЕ СЬта рейо1еит таЕепа!, едшртеп! апй еп^тееппд
зепчсез. Ргойисйоп ап<1 ХУе11 Бетст^ ЕдшртепЕ, 1998—2000. А БиЬзнйаху оЕ
СНРС. —86 р.

10.	МоЬйе геЬгеуа! ипй такез з1пррег хуеПз есопопйса! // ХУогй Ой. — Уо1.215,
№ 3. — 1994. — Р. 67—68.

11.	датев Р. Ьеа, НегаШ ИС И7ик/ег. У/каЕ’з пе\ч ш агййсха! Ий И У/огМ Ой. —
Уо1.212, № 5. —1991. — Р. 73.

12.	Подвижная насосная установка // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. —
1990.—№11. —С. 34.

13.	Пат. 2138834 РФ, С1. Геофизический кабель (варианты) и способ иссле-
дования скважин / А.Г Корженевский, А.А. Корженевский, В.Н. Алейников, Т.А. Кор-
женевская. — Заявл. 25.12.1998. — Опубл. 27.09.1999, Бюл. № 27.

14.	Архипов К.И., Попов В.И., Попов И.В. Талевые канаты буровых и нефте-
промысловых подъемных установок. — Альметьевск: ОАО «Татнефть», 1998. —
174 с.

15.	Ермеков М.М. Взаимодействие талевого каната с поверхностью барабана
буровой лебедки при его навивке И Экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. "Строи-
тельство нефтяных и газовых скважин на суше и на море". — 1993. — Вып. 12. —
С. 18—26.
16.	Ермеков М.М., Ваграмов Р.А. Съемная желобчатая накладка барабана бу-
ровой лебедки // Экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. "Строительство нефтяных
и газовых скважин на суше и на море". —1993. — Вып. 11. — С. 14—18.

17.	А.с. 1615345 СССР, МКИ Е 21 В 47/00. Устройство для укладки кабеля
/ И.Т. Таркин, В.Н. Даниленко, В.Д Клаузер. — Заявл. 15.09.1988. — Опубл.
23.12.1990. Бюл. №47.

18.	А.с. 848572 СССР, МКИ Е 21 В 19/00, 47/00. Устройства для спуска и
подъема скважинных приборов / И.Т. Таркин, Д.Г. Зюрин, В.Г. Самецкий. — Заявл.
07.03.1979. — Опубл. 23.07.1981. Бюл. № 27.

19.	Букштейн М.А. Стальные канаты нефтегазодобывающей промышленно-
сти. — М.: Недра, 1969. —160 с.

20.	Борохович А.И., Бариев Н.В., Дьяченко С.Н. Грузоподъемные установки с
ленточным тяговым органом. — М.: Машиностроение, 1980. — 191с.

21.	Опыт эксплуатации длинноходовых насосных установок / Р.А. Храмов,
ФХ. Халиуллин И Нефт. хоз-во. —1995.—№8. — С. 55—56.

22.	Храмов Р.А., Корнев Б.П. Сравнение характеристик приводов длиннохо-
довых насосных установок с ленточным тяговым органом И Нефт. хоз-во. —1995. —
№8. —С. 42—45.

23.	Храмов Р.А., Крылов Н.И. Технология процесса изготовления ленточного
тягового органа для длинноходовой насосной установки И Нефт. хоз-во. — 1995. —
№8. —С. 46—48.

24.	РД 39-0147585-140-96. Технология вызова притока свабированием при
освоении скважин. — Бугульма: РНТЦ ВНИИнефть. —1996. — 47 с.

25.	А.с. 973999 СССР, МКИ Р 16115/46. Уплотнение / В.М. Валовский. — За-
явл. 01.04.1981. — Опубл. 15.11.1982. Бюл. № 42.

26.	Валовский В.М, Шамсутдинов И.Г. Разработка и испытания устьевого
сальника для герметизации ленты И РНТС Сер. "Машины и нефтяное оборудова-
ние". — М.: ВНИИОЭНГ, 1983. — Вып. 8. — С. 3—4.

27.	Сотрозйе Са1а1ое оГ ОН ИеШ ЕдтртепТ апй Бетсев, риЪНзйеб Ьу У/огМ
ОН. —1990—1991.

28.	Ра1.4528896 ША, Г 1619/00. Пупапйс аеак Гог ^аз ап<1 оП тге11 здуаЬв.

29.	РаТ. 4081185 ША, Г16 315/32. ОН \уе11 зттаЬ сир.

30.	Ра1.4319518 ША, Р1619/00. \Уе11 зтеаЬ сир.

31.	Ра(. 4392528 ША, Е 21 В 37/10.8туаЬЬт§ сир сопзЬисйоп Гог зггаЪЬтв ап
оП \уе11 ртре.

32.	Рае. 4099451 ША, Р 1611/04.8^аЬ сир.

33.	Пат. 2094611 РФ, МКИ Е 21 В 49/08. Поршень сваба / А.А. Козлов. — За-
явл. 14.09.1994. — Опубл. 27.10.1997. Бюл. № 30.

34.	А.с. 601450 СССР, МКИ Г 04 В 21/04. Плунжер скважинного насоса
/ Б.П. Корнев, В.П. Максимов, Р.А. Храмов, А.И. Торопов, Е.Ф. Смурыгин, Р.А. Ис-
магилов, В.В. Борисов. — Опубл. 1978. Бюл. № 13.

35.	А.с. 1028874 СССР, МКИ Р 04 В 21/04. Плунжер скважинного насоса
/ Б.П. Корнев, Р.А. Максутов, ВЛ. Максимов, Р.А. Храмов, Р.А. Исмагилов, О.И. Мель-
ников. — Опубл. 1983. Бюл. № 26.
36.	А.с. 1121495 СССР, МКИ Р 04 В 47/02. Плунжер скважинного насоса
/ Р.А. Исмагилов, В.П. Максимов, Р.А. Максутов, Б.П. Корнев. — Опубл. 1984.
Бюл. № 40.

37.	Храмов Р.А., Корнев Б.П. Разработка и внедрение новой конструкции
плунжера для длинноходовой насосной установки с ленточным тяговым органом
И Нефт. хоз-во. — 1995. — № 8. — С. 49—51.

38.	Храмов Р.А. Длинноходовые насосные установки для добычи нефти / Под
научн. ред. Б.З. Султанова. — М.: Недра, 1996. — 208 с.

39.	Пат. 2076244 РФ, МКИ Р 04 В 47/02. Сваб / ЕЮ. Басос, ХГ. Абдуллин —
Заявл. 12.01.1995. — Опубл. 27.03.1997. Бюл. № 9.

40.	Пат. 2142578 РФ, МКИ Р 04 В 53/14,47/00. Сваб / В.М Валовский, Р.М. Аху-
нов, Р.Р. Каримов. — Заявл. 03.11.1998. — Опубл. 10.12.1999. Бюл. № 34.

41.	Пат. 2168611 РФ, МКИ Е 21 В 37/00, Р04 В 47/02. Сваб / ЕЮ. Басос. —
Заявл. 21.06.1999. — Опубл. 10.06.2001. Бюл. № 16.

42.	Пат. 1761941 РФ, МКИ Е 21 В 37/00. Сваб для очистки и освоения сква-
жин /Б.П. Корнев, С.Н. Никифоров, ША. Абайдулин, В.Д. Воробьев, В.Г. Ахмедов,
А.Я. Ага-заде, Ф.К Алиев. — Заявл. 28.12.1989. — Опубл. 15.09.1992. Бюл. № 34.

43.	Пат. 2174192 РФ, МКИ Р 04 В 53/14. Сваб / В.Е. Слесарев, ХГ. Абдуллин,
Л.М. Исрафилова, ВЛ. Самойлов, Ф.А. Мингазетдинов, Р.Ш. Абдулхаиров. — За-
явл. 22.06.2000. — Опубл. 27.09.2001. Бюл. № 27.

44.	Пат. 1146407 РФ, МКИ Е 21 В 23/00. Якорь / В.М. Валовский, В.В. Ануф-
риев, МТ. Газимов. —Заявл. 14.07.1983. — Опубл. 23.03.1985. Бюл. № 11.

45.	Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и
газовых скважин: Справ. / А.А. Молчанов, В.В. Лаптев, В.Н. Моисеев, Р.С. Челокь-
ян. — М.: Недра, 1987. — 263 с.

46.	Оборудование, инструменты и приспособления для подземного и капи-
тального ремонта скважин: Каталог-справочник / Р.Г. Фархутдинов, В.А. Сафин,
Ю.Д. Попович, О.Н Ермаков. — Казань: НИН «Нефтехиммаш», 1996. — Ч. II.
Сливные устройства, оборудование для разобщения ствола скважины и режущий
инструмент.

47.	Нефтепромысловое оборудование: Справ. / Под ред. ЕЛ. Бухаленко. —
2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1990. — 559 с.

48.	Пат. 2157299 РФ, МКИ В 23 В 51/10. Устройство для снятия внутренней
фаски труб / НГ. Ибрагимов, ВТ. Фадеев, А.Х. Ганеев, ММ Раянов. — Заявл.
26.04.1999. — Опубл. 10.10.2000. Бюл. № 28.

49.	Геофизические методы исследования скважин: Справ, геофизика / Под.
ред. В.М. Запорожца. — М.: Недра, 1983. — 591 с.

50.	Пат. 1596098 РФ, МКИ Е 21 В 47/00. Устройство для измерения длины,
скорости перемещения и натяжения кабеля / АТ Асан-Джалалов, ИВ. Жуков,
А.П. Андросенко, ИЛ. Меженников. — Заявл. 25.10.1988. — Опубл. 30.09.1990.
Бюл. № 36.

51.	А.с. 1310513 СССР, МКИ Е 21 В 47/04. Способ измерения длины кабеля
/ Э.Л. Герасимов, АЛ. Дюкелъ, ЕЛ. Лукьянов, А.А. Шарипов, Е.В. Лукьянов. —
Заявл. 12.05.1985. — Опубл. 15.05.1987. Бюл. № 18.
52.	Пат. 2163293 РФ, МКИ Е 21 В 47/00. Эхолот для измерения уровня жад-
кости в скважине / С.А. Зайцев, АЛ. Зайцев, А.А. Арефьев. — Заявл. 07.12.1999. —
Опубл. 20.02.2001. Бюл. № 5.

53.	Технологический контроль дебита нефтяных скважин в ОАО «Татнефть»
/ ЕЛ. Жеребгрв, АЛ. Авраменко, В.В. Самойлов, ИЛ. Лобода, В.И. Чудин И Нефт.
хоз-во. — 2000. — № 11. — С. 97—100.

54.	Пат. 2178076 РФ, МКИ Е 21 В 47/10. Способ измерения расхода при не-
прерывном движении жидкости в трубопроводе / Э.Л. Герасимов, В.М. Валов-
ский, В.Г Нугманов, ИЛ. Лобода. — Заявл. 26.05.2000. — Опубл. 10.01.2002.
Бюл. № 1.

55.	Акустический контроль производительности механизированных скважин
/ Э.Л. Герасимов, В.М. Валовский // Научный потенциал нефтяной отрасли Татар-
стана на пороге XXI века: Сб. науч. тр. / ТатНИПИнефть. — Бугульма, 2000. —
С. 249—254.

56.	Пат. 2151277 РФ, МКИ Е 21 В 43/00,43/25. Способ освоения и эксплуата-
ции скважин / В.М. Валовский, Р.М. Ахунов, МЛ. Манько, Л.В. Осипова. — Заявл.
10.06.1998. — Опубл. 20.06.2000. Бюл. № 17.

57.	РД 39-0147585-220-01. Технология добычи нефти из малодебитных и не-
оборудованных скважин с глубинами залегания продуктивных пластов до 1500 м, —т
Бугульма: ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть, 2001. — 33 с.

58.	Валовский КВ., Валовский В.М Сравнительная оценка производительно-
сти способов добычи нефти из необустроенных скважин с применением пере-
движных подъемных установок. —Деп. в ВИНИТИ 30.11.1998. № 3506-В98.

59.	Пат. 2138618 РФ, МКИ Е 21 В 37/02. Устройство для очистки скважин от
парафиноасфальтеновых отложений / Р.Г. Габдуллин, ДВ. Страхов, В.В. Основ. —
Заявл. 07.05.1997. — Опубл. 27.09.1999. Бюл. № 27.

60.	Нефтепромысловое оборудование: Каталог 2002. — Ижевск: ОАО «Иж-
нефтемаш». — 2002. — 59 с.

61.	РД 39-0147585-177-99. Техника и технология подготовки поверхности ко-
лонны насосно-компрессорных труб к свабированию.— Бугульма: ТатНИПИ-
нефть, 1999. — 8 с.

62.	Ратанов КА., Валовский В.М. Определение усилий и перемещений при
поджиме уплотнения устьевого сальника И Тр. / ВНИИ. — 1991. — Вып. 113. —
С. 38—57.

63.	Макаров ГВ. Уплотнительные устройства. — Л.: Машиностроение, 1973. —
232 с.

64.	Ратанов К.А., Валовский В.М. Теоретические основы расчета радиально
поджимаемых уплотнителей И Тез. докл. науч. техн. конф. ПО «Татнефть». —
Альметьевск, 1987. — С. 47.

65.	Эксплуатация уплотнительных устройств с мягкой набивкой / Р.А. Брот,
В.И. Харламенко, ПЛ. Тугунов И Сер. "Транспорт и хранение нефти и нефтепро-
дуктов": Тематич. науч.-техн. обзор. —М.: ВНИИОЭНГ, 1972. — 55 с.

66.	Литвинов В.М. Повышение надежности нефтепромысловых насосов. —
М.: Недра, 1978,—191 с.
67.	Ратанов К.А., Валовский В.М Экспериментальное определение коэффи-
циента и силы трения манжет о корпус устьевого сальника штанговой глубинно-
насосной установки // Химическое и нефтяное машиностроение. 1988; — № 8. —
С. 9—10.

68.	Валовский В.М, Ратанов К.А. Аналитическое исследование напряженно-
деформированного состояния радиально поджимаемого упругого уплотнителя
штока И Тр. / ВНИИ. — 1986. — Вып. 97. — С. 5—14.

69.	Безухов НИ. Основы теории упругости, пластичности и ползучести. —
М.: Высшая школа, 1961. — 537 с.

70.	Ратанов К.А., Валовский В.М Расчет радиального поджима упругопласти-
ческого уплотнителя штока с учетом износа И Тр. / ВНИИ. — 1987. — Вып. 101. —
С. 83—94.

71.	Новожилов В.В. Основы нелинейной теории упругости. — М. — Л.: Гос.
изд. техи.-теорет. лит. — 1948.—211 с.

72.	Экспериментальные методы исследования деформаций и напряжений:
Справ, пособие / Б. С. Касаткин, А.Б. Кудрин, Л.М Лобанов и др. — Киев: Наукова
думка. 1981. — 584 с.

73.	Ануфриев В.В., Валовский В.М Применение комплекса оборудования
КСС-1 для вызова притока при освоении битумных скважин на Мордово-
Кармальском месторождении И Тр. / ВНИИ. —1988. — Вып. 104. — С. 127—144.

74.	Климушин ИМ. Геолого-промысловые основы подготовки к разработке
месторождений высоковязких нефтей и природных битумов: Дис. в виде науч, докл—
д-ра геол.-минер, наук. — М.: Российский Гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губки-
на, 1998. — 56 с.

75.	Мотина Л.И., Рахманова А.Ф. Налоговое стимулирование разработки
нефтяных месторождений на поздних стадиях и эффективность эксплуатации ма-
лодебитного фонда скважин И Техника и технология добычи нефти на современ-
ном этапе: Сб. докл. науч.-практ. конф. АО «Татнефть» и НТО нефтяников и газо-
виков РТ. — Альметьевск, 1998. — С. 58—59.

76.	Ануфриев В.В., Валовский В.М, Максутов Р.А. Создание регулируемой
депрессии на пласт в процессе освоения скважин и интенсифицирующей обработ-
ки призабойной зоны пласта И Тр / ВНИИ. —1994. — Вып. 119. — С. 97—104.

77.	Ануфриев В.В., Максутов Р.А., Валовский В.М. Возможности комплекса
оборудования КСС-1 при применении методов повышения нефтеотдачи пластов
// Краткие тез. докл. Всесоюз. совещ. «Современные методы увеличения нефтеот-
дачи пластов». — Бугульма, 1989. — С. 115—116.

78.	А.с. 1268716 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Способ свабирования скважины
(его варианты) / В.В. Ануфриев, В.М. Валовский. — Заявл. 04.02.1985. — Опубл.
07.11.1986. Бюл. №41.

79.	Валовский В.М., Ануфриев В.В., Каплан А.Р. Способ подъема высоковяз-
ких нефтей из скважин со спуском плунжера в пустую колонну труб // Тр. / ВНИИ. —
М.: 1994. —Вып. 118.

80.	А.с. 1361309 СССР, МКИ Р 04 Д 13/10. Скважинная насосная установка и
способ ее эксплуатации / В.В. Ануфриев, В.М. Валовский, А.Р. Каплан. — Заявл.
26.02.1986. — Опубл. 23.12.1987. Бюл. № 47.
81.	РД 39-1-442-80. Методическое руководство по освоению и повышению про-
изводительности скважин в карбонатных коллекторах. — М.: ВНИИ, 1980. — 243 с.

82.	Амиян В.А., Амйян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазо-
вых пластов. — М.: Недра, 1980. — 380 с.

83.	Руководство по освоению скважин различными методами. — Бугульма:
ТатНИПИнефть, 1981. —42 с.

84.	РД 39-1-1040-84. Инструкция по обработке скважин с применением гид-
рогенераторов давления ГГД—89—350 / ПечорНИПИнефть. —1984. — 51с.

85.	Кравченко Б.И., Корнев ГП. Повышение эффективности освоения сква-
жин.— М„ 1985.—36 с, — (Обзор, инф./ВНИИОЭНГ. Сер. "Бурение"; Вып. 11 (94).

86.	Яремийчук Р.С., Савыок ГП. Управление возбуждением притока из пла-
ста, насыщенного парафинистой нефтью, на стадии освоения скважины // Нефт.
хоз-во. — 1988. — № 12. — С. 22—24.

87.	Методическое руководство по определению оптимальных пластовых и
забойных давлений. — Бугульма: ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», 1997. — 45 с.

88.	Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. — М.: Недра, 1979. —
213 с.

89.	Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. —
М.: Недра, 1993. —169 с.

90.	Оптимальное давление на приеме штангового насоса при добыче нефти
Чутырско-Киенгопского месторождения Удмуртии / ЯЛ. Смирнов, О.Ф. Лезов,
Б.Е. Доброскок и др. И Тр. / ТатНИПИнефть. —1979. — Вып. ХЫ. — С. 93—96.

91.	Бирковский А.С. Теория и практика глубинно-насосной добычи нефти:
Избранные тр. И Тр. / ВНИИ. — Вып. ЬУП. — М.: Недра, 1971. —184 с.

92.	Пирвердян А.М. Гидромеханика глубинно-насосной эксплуатации. — М.:
Недра, 1965.—192 с.

93.	Валовский В.М. Создание, исследование и совершенствование техники и
технологии эксплуатации малодебитных нефтяных и битумных скважин в ослож-
ненных условиях: Дис... д-ра техн. наук. — М.: ВНИИнефть, 1996. — 493 с.

94.	Люстрицкий В.М. Гидромеханика подъемников вязких и эмульсионных
нефтей: Дис... д-ра техн. наук. — М.: ГАНГ, 1998. — 296 с.

95.	Степанова ИС. Определение потерь напора в клапанах глубинных насо-
сов // Нефтепромысловое дело. — 1969. — № 1. — С. 30—32.

96.	Валеев МД, Хасанов М.М. Глубинно-насосная добыча вязкой нефти. —
Уфа: Башкнигоиздат, 1992. —147 с.

97.	Валеев МД. Разработка научных основ и технологии глубинно-насосной
добычи высоковязкой нефти из обводненных скважин: Автореф. дис... д-ра техн,
наук И Баку: Азерб. индустриальный ун-т, 1991.

98.	Мухарский ЭД, Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных ме-
сторождений платформенного типа. — М.: Недра, 1972. — 240 с.

99.	Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разра-
ботки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. — Казань: Татарское
кн. изд-во, 1989. —136 с.
100.	Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторож-
дения: Издание в 2 т. I Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, ИГ. Юсупов—
М.: ВНИИОЭНГ, 1995. — Т. 1. — 492 с.

101.	Лысенко В.Д. Вместе или раздельно? И Нефт. хоз-во. — 1999. — № 1. —
С. 24—28.

102.	Закиров А.Ф. Изучение опыта эксплуатации малодебитных скважин в зару-
бежных нефтяных компаниях / Как выжить в условиях кризиса (технологии НГДУ
«Альметьевнефть») / М.Ш. Занятое, НГ. Ибрагимов, А.Т. Панарин, В.Г. Фадеев,
А. Ф. Закиров и др. — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». — 2000. — 340 с.

103.	Единые нормы времени на подземный (текущий) ремонт скважин. — М.:
1986. —Ч.1. —231с.

104.	Федеральный закон «Об инвестиционной деятельности в Российской
Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений» от 25 февраля 1999 г.
№ 39-ФЗ.

105.	Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных
проектов: Вторая редакция / Министерство экон. РФ, министерство фин. РФ, ГК
по стр-ву, архит. и жил. политике: рук. авт. кол.: Коссов В.В., Лившиц В.Н., Шах-
назаров А.Г. — М.: ОАО «НПО «Изд-во «Экономика», 2000. —421 с.

106.	Положение о порядке исчисления амортизационных отчислений по ос-
новным фондам в народном хозяйстве: Утв. Госпланом СССР, Минфином СССР,
Госбанком СССР, Госкомцен СССР, Госкомстатом СССР и Госстроем СССР
29.12.1990 г. МВГ-21-Д.

107.	Единые нормы амортизационных отчислений на полное восстановление
основных фондов народного хозяйства СССР: Утв. Постановлением Совета Мини-
стров СССР от 22.10.1990 № 1072.
Валовский Владимир Михайлович,
Валовский Константин Владимирович

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ СВАБИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Ведущие редакторы: Любимова Н. Е., Миронов Т. П.

Компьютерная верстка Е. В. Кобелькова

Корректор Н. Г. Евдокимова

Подписано в печать

Формат 60x90 1/16 Бумага офсетная № 1. Офсетная печать.
Печ. л. 24,75+1,25. Вкл. Тираж 1000 экз. Заказ № 4626.

117420 Москва, ул. Наметкина, 14, корп. Б, ОАО "ВНИИОЭНГ"
Тел. рсд. 332-00-49,332-00-35.

Адрес электронной почты: угшоеп{»@тсп.п1.

Качество печати соответствует предоставленному оригинал-макету
Отпечатано в Ф ГУП "Производственно-издательский комбинат ВИНИТИ”
140010, г. Люберцы, Октябрьский пр., 403.

Тел. 554-21-86.