Измерения дебита нефти, газа и пластовой воды

Для контроля и регулирования процесса разработки место­рождения важное место имеет систематический замер дсбитов нефти и i аза.

При этом особое внимание должно обращаться на измене­ние обводненности добываемой нефти во времени и на увеличе­ние газового фактора по скважинам. Систематический замер де-битов нефти даст большое представление о состоянии залежи, снижении или увеличении Р_пл иР, и вытекающие из этого меры, которые необходимо принять для рациональной разработки ме­сторождения.

При герметизированной схеме сбора нефти и газа, количе­ство добываемой жидкости (нефти и воды) замеряется на груп­повых замерных установках (ГЗУ) типа «Спутник». Спутники выпускаются нескольких типов:

Спутник А, Спутник В, Спутник Б-40 и другие. Измерение дебита осуществляется путем кратковременных пропусков через турбинный счетчик, накапливающийся в сепараторах жидкости и регистрации объемов на индивидуальном счетчике. Количество воды, содержащейся в нефти, долгое время определялось при по­мощи прибора Дина—Старка. По этот метод не позволяет вести непрерывный контроль за обводненностью нефти при работе скважин и требует большого штата лаборантов. С учетом этого был разработан метод, позволяющий непрерывно определять со­держание поды в нефтяном потоке. Известно, что безводная нефть является хорошим диэлектриком - диэлектрическая про­ницаемость ее е = 2, 1—2,5, а диэлектрическая проницаемость

В.И. Кудипов. Основы пефтегазопромыслояого дела

Глава ХУШ. Исследование скважин

пластовых минерализованных вод достигает 80. Такая разница в диэлектрической проницаемости воды и нефти позволила соз­дать плагомер с высокой чувствительностью. Принцип действия прибора состоит в изменении емкости конденсатора, образован­ного двумя электродами, опушенными в анализируемую водо-нефтяиую жидкость. Емкость конденсатора определяется по формуле

I'

где F - площадь поверхности обкладок конденсатора; е - ди­электрическая проницаемость среды между обкладками; / - рас­стояние между обкладками.

Таким образом, если площадь, F обкладок конденсаторов, опушенных в анализируемую водонефтянуго жидкость, и рас­стояние / между ними неизменны, то емкость конденсатора С бу­дет зависеть от изменения Е, то есть от изменения содержания воды в нефти. В объединении «Саратовнефтегаз» был разработан унифицированный влагомер на принципе измерения диэлектри­ческой проницаемости водонефтяпой жидкости, позволяющий непрерывно контролировать и фиксировать объемное содержание воды в потоке сырой или товарной нефти с погрешностью от 2,5 до 4%. Влагомер выпускается промышленностью в двух модифи­кациях: УВН-1 - для нефти с содержанием воды от 0 до 60% и УВН-2 - для нефти с содержанием воды от 0 до 3%.

Влагомеры питаются от сети переменного тока напряжени­ем 220 В. Показания влажности нефти записываются на ленточ­ную диаграмму.

10. Измерение расхода нефтяного газа

При закрытой схеме сбора нефти, газа и поды с автоматизи­рованными замерными групповыми установками, где осуществ­ляется постоянный контроль за работой каждой скважины (по нефти и воде), расход газа замеряют эпизодически. Необхо­димость в эпизодических, а не постоянных замерах газа на авто­матизированных замерных установках связана с тем, что продук-

ция скважин (нефть, газ и поду) после замера их на этих установ­ках вновь смешивается и транспортируется по одному общему коллектору ло первой ступени сепарации или установки подго­товки нефти (УПН). Для эпизодического измерения перепада давления и количества газа, добываемого вместе с нефтью из скважин, подсоединенных к автоматизированным групповым замерным установкам (АГЗУ), применяются обычные дифферен­циальные манометры, а на спутниках £-40 применяются турбин­ные счетчики. В качестве дроссельного устройства могут приме­няться измерительные диафрагмы и сопла. Для круглосуточного замера количества газа, проходящего по газопроводу, использу­ются самопишущие механические (поплавковые) дифференци­альные манометры ДП-430, ДП-410 и другие. В промысловой практике количество нефтяного газа иногда измеряют диафраг-мениым измерителем критического течения (прувером).

11. Методы контроля в процессе теплового воздействия на пласты

Как уже отмечалось, существует много методов исследова­ния скважин. Вес они направлены па получение своевременной и полной информации по разрабатываемому объекту для того, чтобы принимать своевременные меры для осуществления ра­циональной разработки месторождения, вносить, при необходи­мости, изменения в использование "нефтепромыслового оборудо­вания для подъема жидкости из скважины, проводить геолого-техпические мероприятия по регулированию процесса добычи нефти, увеличения или ограничения объемов закачки агента воз­действия на залежь, проведения ремоптно-изоляциопных работ и так далее. При тепловых методах воздействия на залежь приме­няют следующие методы исследования:

- геофизические;

- гидродинамические;

- скважинные дебитометрические;

- термодинамические;

- физико-химические.

В.И. Кудимов. Основы пефтегазопромысяового дела

Глава XVIII. Исследование скважин

Геофизические методы исследования, как уже отмечалось, основаны на физических явлениях, происходящих в горных по­родах и насыщающих их флюидах при взаимодействии их с жид­костью скважины и воздействии па них радиоактивного облуче­ния и ультразвука. Геофизические методы исследования дают общую информацию о состоянии горных пород, их параметрах, а также об их изменениях в процессе разработки залежи. В про­цессе геофизических исследований скважин получают каротажи, которые дают возможность следить за изменением той или иной величины по стволу скважины.

Из множества видов каротажа при тепловых методах чаще всего используют термокаротажи. Термокаротаж позволяет опре­делять температуру по стволу скважины, дифференцировать гор­ные породы по температурному градиенту, то есть по тепловому сопротивлению, что особенно важно знать при импульспо-дозировашгых тепловых методах воздействия па пласт. При им­пульс но-дозирова1 том тепловом воздействии на пласт (ИДТВ), то есть при чередующемся введении в пласт тепла и холодной воды, термокаротаж позволяет получить соответствующую но-яуго информацию (к исходной) о теплоемкости и теплопроводно­сти пластов, определить газонефтяной контакт, зоны утечки теп­ла через дефектные места в эксплуатационной колонне, зоны по­глощения воды и газа и так далее.

Гидродинамические методы исследования при тепловых методах служат для изучения характеристик и состояния притока жидкости к забою скважин при установившихся режимах ее ра­боты. Главными параметрами гидродинамических измерений яв­ляются определение дебита жидкости и давлений, а также их изменение в процессе разработки.

Скважинные дебитометрические исследования дают важ­ную информацию, прежде всего, о работающих пластах и про-пластках, а на их основе принимаются решения для проведения тех или иных геолого-техничсских мероприятий по приобщению в число действующих неработающих толщин как в нефтяных, так и в паранагнетательных скважинах. Исследования эти должны

рассматриваться с учетом одновременно проводимых в скважи­нах исследований по состоянии обводненности, давлений, темпе­ратур (это особенно важно) по стволу и в призабойнон зоне скважины и т.д.

Термодинамические исследования при тепловых методах являются главенствующими. Начальная термограмма, замерен­ная перед пуском скважины в эксплуатацию, позволяет опреде­лить естественный температурный фон по стволу скважины в данных конкретных условиях. Термограмма, полученная через определенное время работы скважины в результате соответст­вующего воздействия на пласт, дает возможность определить работающие и неработающие пропластки, степень теплопотерь по стволу и в призабойной зоне скважины, приемистость нагне­тательной скважины, продуктивность в целом и по отдельным пропласткам. При изменении режима ИДТВ, то есть смены агента воздействия от закачки тепла к закачке холодной воды, позволяет находить (определять) эффективную температуру при закачке холодной воды, ниже которой холодную воду не­обходимо прекратить закачивать, то сеть при любом цикле хо­лода и тепла находить эффективные пределы закачки агента воздействия.

Одним из основных факторов рациональной разработки ме­сторождений является систематическое изучение динамики пла­стового давления и его регулирование в процессе воздействия. На основе систематических наблюдений за изменением пласто­вого давления в скважинах строятся приведенные к отметке ВНК (водонефтяной контакт) карты равных давлений (изобар). По их конфигурации определяют направление фильтрационных пото­ков и перемещение теплового фронта. Полезную информацию о характере воздействия на пласт дает изучение динамики обвод­ненности добываемой жидкости. Однако использовать эти дан­ные необходимо в комплексе с гидрохимическими картами, по­строенными в этот же период, так как обводненность скважин может произойти за счет порыва законгуренных вод, перетока из других горизонтов и так далее.

В.П. Кудимов. Основы нефтегспопромыслового дела

Глава XVIII. Исследование скважин

Химические же анализы вод позволяют сделать заключение об истинных источниках поступления вод.

Физико-химические методы контроля за процессами тепло­вого воздействия на залежь основаны па закономерностях измене­ния свойств нефти, газа и пластовой воды в процессе разработки.

Наиболее результативными при контроле за разработкой нефтяных залежей признаны оптические методы, основанные на явлении поглощения света нефтью. Значительным изменениям при тепловых методах воздействия подвергаются такие парамет­ры нефти, как вязкость, плотность, содержание асфальтенов, со­держание серы и ванадия в асфальтснах и др. По изменению па­раметров нефти можно охарактеризовать процессы, вызывающие их изменения и установить на каком этапе воздействия находится исследуемая зона залежи. Для площадной характеристики про­цесса теплового воздействия строятся карты изменения того или иного параметра нефти на определенные даты и сравнивают их с начальными или текущими картами предыдущих этапов разра­ботки.

В процессе теплового воздействия в продуктивных пластах под влиянием пароводяной смеси происходит изменение минера­лизации вод. Эти изменения связаны с основными направляю­щими движениями фильтрационных потоков нефти, пароводяной смеси, масштабом и интенсивностью процесса теплового воздей­ствия в определенные периоды времени, что позволяет контроли­ровать процесс воздействия па залежь.

Физико-химические процессы, происходящие в пласте, от­ражаются на составе попутных вод, добываемых вместе с неф­тью, и находят свое выражение в обобщенном показателе - мине­рализации вол. Следовательно, по изменению значений минера­лизации вод можно судить о направлениях движения фильтраци­онных потоков от паронагнетательных скважин к добывающим. При определении оптимального объема гидрохимических иссле­дований установлено, что для минерализованных вод (10-15 г/л) гидрокарбонатно-натриевого типа контроль за процессом тепло­вого воздействия осуществляется по сумме С1+НСО₃. Прослежи­вается четкая связь этого параметра с общей минерализацией

во всем диапазоне изучаемых вод. Общей гидрохимической зако­номерностью процессов теплового воздействия является увели­чение минерализации вод, содержания в них С1-иона (Cl+НСОз) но направлению от паронагнетательных скважин к добывающим, а в добывающих, соответственно, - уменьшение этих параметров во времени. Гидродинамический метод является наиболее про­стым в исполнении и дающим достаточно высокую информацию. Его применение дает возможность оперативно и с небольшими затратами определять основные направления движения фильтра­ционных потоков и выявлять зоны гидрохимического регулиро­вания.

Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скпажии

Глава XIX Подземный и капитальный ремонт скважин

Работы, связанные с устранением различных неисправно­
стей с внутрискважинным оборудованием, и геолого-техническне
мероприятия, проводимые и призабойпой зоне продуктивного
пласта, называются подземным ремонтом скважин. Ежегодно
на промыслах России проводятся более 20000 подземных ремон­
тов.,,

Отношение времени фактической работы скважин к их об­щему календарному времени за год (месяц) называется коэффи­циентом эксплуатации скважин. Коэффициент эксплуатации счи­тается не плохим, если равен 0,95-0,96. Подземный ремонт сква­жин, в зависимости от вида и сложности работ, подразделяется на текущий и капитальный. К текущему подземному ремонту скважин относят:

1) ликвидацию обрмпа или отворота насосных штанг;

2) смену насосно-компрессорных труб или штанг;

3) смену глубинного насоса или ЭЦП;

4) изменение глубины подвески насосного оборудования
(ЭЦН, ШГН);

5) замену ПЭД в результате изоляции «О»;

6) замену ЭЦН;

7) замену кабеля;

8) очистку или смену песочного якоря;

9) очистку скважин от песчаных пробок и парафина;

10) удаление со стенок НКТ солей, парафина;

11) подъем и спуск насосного оборудования для проведения
в скважине исследовательских работ;

12) подъем НКТ в фонтанных скважинах для очистки от уле­
тевших в них скребков, глубинных манометров, глубин­
ных термометров и т.д.

Эти работы выполняются специализированными бригада­ми по подземному ремонту скважин. Бригады подземного ремон­та скважин работают в две и три смены. Каждая смена (вахта) состоит из 3-х человек: старший оператор (старший смены) под­земного ремонта скважин, помощник оператора подземного ре­монта скважин, машинист подъемника или агрегата. Старший оператор и помощник оператора работают на устье скважины, а машинист подъемника (агрегата) - на лебедке подъемного ме­ханизма и осуществляет спускоподъемные операции с помощью лебедки подъемного агрегата.

Работы, связанные со сложными операциями в стволе сква­жины, называются капитальным ремонтом. К ним относятся:

1) работы, связанные с ликвидацией аварий (полей труб,
штанг, насосов, ЭЦН, запарафинивание труб и штанг);

2) работы по проведению изоляционных работ;

3) исправление поврежденных эксплуатационных колонн;

4) работы по переводу скважин с одного объема разработки на
другой;

5) работы по проведению ГРП, щелевой разгрузки, обработке
призабойной зоны пласта оксидатом, кислотами и т.д.;

6) фрезерование в эксплуатационной колонне (падение метал­
лических предметов, образование сальников);

7) ликвидация создавшегося в эксплуатационной колонне
сальника из кабеля КРБК;

8) разбуривание цементных стаканов и т.д.
Вышеперечисленные и другие виды капитальных ремонтов

выполняются бригадами капитального ремонта скважин.

Подземный и капитальный ремонты скважин выполня­ются с использованием подъемных агрегатов (последнее вре­мя передвижных) А-40, А-50 и т.д., транспортных средств, инструмента, средств механизации (ключи АШК, АПР), раз­личного ловильного и другого оборудования и специального инструмента.

Для подготовки скважин к ремонту имеются подготови­тельные бригады, которые готовят скважины к ремонту:

1) освобождают устье скважин от посторонних предметов;

В.И. Кудиггав. Основы нефтегазопромысдового дела

Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин

2) глушат (промывают) скважину, готовят площадку для
подъемного агрегата;

3) завозят на скважину необходимое оборудование (трубы,
штанги, насосы, кабель КРБК и КРБП, установки ЭЦМ,
растворы, цемент и т.д.).

Перед началом работ на основе последних исследований со­ставляется план работ, по которому ведутся работы. Бригады ка­питального ремонта работают в три смены.

В бригадах капитального ремонта скважин, если работы ве­дутся по подъему НКТ 2-мя трубками, в пахту включен дополни­тельно верховой рабочий.

Подъемные устройства и механизмы, применяемые при

ремонте скважин. Все виды работ по подземному и капитально­му ремонту скважин связаны с подъемом или спуском в скважи­ну труб, штанг, различного инструмента пли оборудования. Для этого на промыслах широкое распространение получили подъ­емные передвижные агрегаты, у которых вышка и лебедка разме­шаются на одной транспортной базе - тракторе или вездеходном автомобиле. В последние годы также подъемники выпускаются на базе вездеходных автомобильных средств (КРАЗ) А-40, А-50 и другие. Длительное время применялись подъемники на тракто­ре ЛТ-11КМ и АЗИНМАШ-43П и другие модификации грузо­подъемностью от 16 до 80 т. Вышки или мачты оснащаются обычным полиспастом или талевой системой с крюком, на кото­ром при помощи специальных приспособлений (штропа) подве­шивается поднимаемый (опускаемый) груз (трубы, штанги, на­сосные установки).

Спускополъемные операции проводятся с помощью талевой системы, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и тале­вого каната.

Оснастка талевой системы (рис. 149), т.е. число шкивов, участвующих в работе, определяется массой (весом) поднимае­мого груза.

При подъеме груза по схеме I, т.е. напрямую, сила Р, необ­ходимая для подъема груза массой Q, теоретически должна быть

Рис. 149. Схема оснастки талевой системы

равна силе тяжести груза Q. Длина наматываемого па барабан каната будет равна высоте Н_и па которую поднимается груз.

По схеме II, т.е. с одним шкивом на талевом блоке, масса поднимаемого груза распределяется на два каната с нагрузкой каждого из них, равной половине силы тяжести, т.е. У₂ Q.

Неподвижный и ходовой концы каната будут испытывать такую же нагрузку. Но в этом случае для того, чтобы поднять груз на высоту Н, на барабан требуется намотать канат дли­ной 2Н. В этом случае для подъема груза потребуется время в два раза больше. При оснастке талевой системы 3x2 показатели уд­воятся, а при оснастке 4x3 - станут в четыре раза больше в срав­нении с оснасткой 2x1.

По схеме III подъем груза проводится также при помощи одного подвижного шкива, а неподвижный конец каната закреп­ляется не на основании вышки, а за серьгу подвижного шкива, т.е. груз Q подвешивается на 3-х канатах, и нагрузка каждого из них равна fyQ- Сила, необходимая для подъема труза массой Q, при данной оснастке равняется )4Q, а длина наматываемого па барабан каната будет равна ЪН. Сила натяжения ходового конца каната при любой оснастке определяется по формулам:

642 П.И. Кудинов. Основы нефтегазопрпмыслового дела

Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин

- при креплении неподвижного конца каната к основанию подъ­емного сооружения -

- при креплении неподвижного конца каната за серьгу подвиж­ного шкива-

(2п +1);/

где Q ~ масса груза на крюке; п - число подвижных шкивов; tj -к.п.д. талевой системы (находится в справочнике).

Неподвижные ролики полиспаста, собранные вместе, назы­ваются кропбяоком и устанавливаются на верхней части вышки или мачты (рис. 150). Вес ролики кронблока свободно насажены на один вал, укрепленный на раме. В кронблоке может быть от трех до пяти роликов в зависимости от требуемой грузоподъем­ности талевой системы. Подвижные ролики талевой системы также свободно насажены на одном валу в один узел и называют­ся талевым блоком (рис. 151). Талевый блок висит на стальном канате, который поочередно пропускается через ролики крон-блока и талевого блока и обратно в том же порядке. Неподвиж­ный конец каната закрепляется к основанию мачты (вышки), а подвижный конец прикрепляется к барабану лебедки.

Подвижный конец каната перед закреплением его у бараба­на лебедки чаще всего пропускается через оттяжной ролик, при­крепленный у основания вышки. Это делаегся главным образом с целью недопущения опрокидывания вышки и мачты при спус-ко-подъемных операциях. Как видно, талевый блок, крюк и подвешенный на нем груз висят на нескольких струнах каната. Число струп каната от 2 до 8, при этом нагрузка на рабочий ко­нец каната и на лебедку в 2-8 раз меньше веса груза на крюке. Применяемые канаты изготавливаются из стальной проволоки с пределом прочности от 140 до 190 кгс/мм², диаметром от 11 до 28 мм. Диаметр каната выбирается в зависимости от веса под­нимаемого груза. Для егтускоподъемных операций при подзем­ном ремонте скважин применяют канаты с запасом прочности не менее 2,5.

ml		■
Вт			ЛИГ тяпг 1	J
-<	\

Рис. 150. Кронблок грузоподъемностью 500 кН

При вращении барабана лебедки канат навивается на бара­бан и происходит подъем труб из скважины.

Спуск производится пол действием веса труб или штанг.

В тех случаях, когда приходится работать с легким весом инструментов (укороченные колонны НКТ, штанги, желонки, манометры и т.д.), канат от барабана лебедки перекидывают че­рез один ролик па кропблоке непосредственно к подвешиваемому инструменту или крюку, т.е. талевая система работает без приме­нения талей.

При разбуривании цемента или фрезеропании, когда требу­ется вращать инструмент над устьем скважины, устанавливается ротор. Раньше применялись в основном стационарные эксплуа­тационные вышки, эклнпсы и мачты. Вышки чаще всего изготав­ливаются из отработанных бурильных и на сое но-компрессорных груб с высотой вышек от 24 до 28 м, грузоподъемностью 50 и 75 т. Нижнее основание вышки имеет размеры 8x8 м, а верхняя площадка - 2x2 м.

Мачты имеют высоту 15 и 22 м, грузоподъемностью 15 и 25 т. Мачта устанавливается над устьем скважины с небольшим углом наклона в сторону устья и укрепляется стальными оттяжками. Последние годы в основном применяются передвижные подъем­ные агрегаты на шасси (рис. 152). На рис. 152 показан передвиж-

644 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава XIX. Подземный м капитальный ремонт скважин 645

Рис. 151. Талевый блок грузоподъемностью 500 кН: 1 - верхняя серьга; 2 - ось; 3 - канатный шкиф; 4 - подшипник качения; 5 - нижняя серьга; б - болт-шарнир

ной агрегат для подземного ремонта скважин. Передпижные аг­регаты для подземного ремонта скважин выпускаются грузо­подъемностью от 16 до 80 т.

На рис. 152 показан агрегат грузоподъемностью 16 т в рабо­чем положении. Агрегат смонтирован на автомобиле высокой проходимости. Вышка - двухколонная, телескопическая, высо­та 16,5 м. Данный агрегат применяется при ремонте скважин глу- р_ис. 152. Агрегат для подземного ремонта скважин: 1 - оттяжки биной до 1500 м. Для ремонта более глубоких скважин изготав- вышки; 2 - установочные оттяжки; 3 - винтовой домкрат; 4 - поворотный ливаются агрегаты большей грузоподъемности на гусеничных кран; 5 - талевый блок с крюком; 6 - коробка перемены передач; 7 - ле-тракторах и автомобилях ВЫСОКОЙ мощности И проходимости. белка; 8 - пост управления подъемом вышки; 9 - гидравлический домкрат

В.И. Куликов. Основы нефтегазопромыслового дела

Для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения, разбуривании цементных мостов при капитальном ремонте скважин, проведении различных геоло-го-тсхнических мероприятий (ГТМ), а также при других промы-вочно-продавочпых работах на нефтяных и газовых скважинах применяются насосные цементировочные и продавочные пере­движные агрегаты.

13 качестве монтажной базы для размещения оборудования передвижных агрегатов используются шасси автомобилей КРАЗ, УРАЛ, КАМАЗ, при этом двигатель автомобиля используется в качестве привода насоса высокого давления. На заподе «Иж-нефт емаш» вып ускаются следующие агрегаты:

Tint	Монтажная	Силопой	Отбирае-	I lacoc	Габарит-	Масса,
агрегата	база	привод,	мая МОЩ-	высокого	ные	кг
			НОСТЬ,	дапления	размеры.
			кВт		мм
АНЦ 320	КРАЗ-65101	Дншачель		НЦ-320	10150х
		аптомобиля			2700x3225
ЛИП 320
АНЦ 320У	УРАЛ 4320-	Двигатель		1111-320	10150х
	1912-30	автомобиля			2700x3225
ЛИП 32ОУ
Л1Щ32ОК	клмлз-	Двигатель		1Щ-320	8850х
		автомобиля			2700x3225
АНП320К
АМЦ32ОС	Металличе-	Силовая		НЦ-320	8300x2600
	ские	установка			хЗООО
	сами	КАМЛЗ-
АНП 320С	Водо подаю-				в оно по-
	щим	или ЯМЗ-			дающий
	блок ila от-				блок
	дел Ы1ых са-				5190x2600
	нях				х3146
ПЛ80	УРАЛ 4320-	Д читатель		НБ-80	7875x250
	1112-10	авюмобиля			0x2980

Состав агрегатов:

- монтажная база;

- насос BF,icoKoro давления;

— манифольд;

— водоподающий блок (на АНП отсутствует).

Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин Характеристика насосов высокого давления.

Параметры	НЦ320	Трехплунжерпый насос	НБ80
Мощность полезная, кВт
Предельное давление нагне­тания, МПа
Наибольшая подача, Дм'/с			10,8

Манифольд:

- вместимость мерного бака -6м (для ПА-80-4 м);

- условный диаметр приемной линии цементировочного и во­
дяного насосов - 100 мм, нагнетательной линии цементиро­
вочного и водяного насосов - 50 мм;

- вместимость бачка для цементного раствора - 0,250 м.

Водоподающий блок:

Двигатель ЗМЗ -511 (ГАЗ-53). Частота вращения вала двигателя:

- максимальная 3200 об/мин;

- рабочая -2500-2950 об/мин.
Мощность - до 92 кВт.

Центробежный насос ЦНС 38-154 имеет подачу 10,5 Дм³/с и давление 1,54 МПа.

Агрегаты АНЦ и АНП:

- оборудованы устройством подогрева гидравлической части
насосов высокого давления для обеспечения работы устано­
вок при низких температурах;

- укомплектованы коллектором для обеспечения одновре­
менной работы нескольких агрегатов при цементировании
скважин и переходников диаметром 50 мм для подключения
к приемной линии всасывающего шланга.

Для проведения подземных и капитальных ремонтов сква­жин применяются трубные и штанговые элеваторы; трубные (цепные) и штанговые ключи. На рис. 153 показан трубный эле­ватор.

В.И. Кулитюв. Основы пефмегазопромыслового дела

Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин

элеватор открыт; б - элеватор sa­ri 4 - рукоятка; 5 - корпус; 6 - ручка

Рис. 153. Трубный элеватор: а крыт: 1 - шток; 2 - чатвор; 3 - винт штока; 7 - стакан

Трубные и штанговые элеваторы применяются для захвата трубы (штанги) под муфту и удержания колонны труб (штанг) при их спуске или подъеме. Диаметр отверстия в элеваторе соот­ветствует наружному диаметру поднимаемых (спускаемых) труб (штанг).

Одна из стенок элеватора раскрывается для ввода в нее тру­бы (штанги). Когда труба будет заведена в элеватор, стенка при помощи специального рычага закрывается.

Мри подъеме труба опирается заплечиками муфты на торце­вую поверхность элеватора. На боковые проушины элеватора на­деваются массивные стальные штропы, которые подвешиваются к подъемному крюку.

Элеваторы выпускаются для НКТ диаметром 48; 60,3; 73; 89 и 114 мм. Масса (вес) трубных элеваторов выпускается 14, 17, 20, 35 кг. Штанговые элеваторы выпускаются грузоподъемностью 5 и 10 т.

Для свинчивания и развинчивания НКТ применяются цеп­ные ключи, а для штанг - штанговые ключи. Цепной ключ (рис. 154) состоит из рукоятки 1, двух челюстей 2 и цепи 3 с пло­скими шарнирными звеньями. Челюсти своими зубьями захваты­вают тело трубы и служат опорой для рычага, которым является рукоятка.

Рис. 154. Цепной ключ

Для свинчивания и развинчивания насосных штанг приме­няются штанговые ключи (рис. 155). Штанговый ключ состоит из рукоятки и рабочей части, имеющей зев под квадратную головку

штанги.

Рис. 155. Штанговый ключ

При работе ключ заводят на штангу, и легкими ударами ру­коятки о челюсть достигается свинчивание или развинчивание штанг.

При ремонте скважины, оборудованной глубинно-насосной штанговой установкой, вначале поднимают штанги, а затем НКТ и насос. Работы ведутся в следующей последовательности: если

В.И. Кудинов. Основы чефтегазопромыслооого дела

Глапа XIX. Подземный и капитальны» ремонт скважин

скважина работала с приводом от СКН, то вначале отсоединяют верхнюю штангу (полированный шток) от станка-качалки, отво­дят в сторону головку балансира, затем подвешивают на крюке всю колонну штанг с помощью штангового элеватора.

Во время подъема инструмента, после выхода муфты пер­вой штанги, под муфту подставляют второй элеватор, который удерживает колонну штанг от падения при отвинчивании подня­той первой штанги.

После укладки отвинченных штанг на мостки поднимают
следующую штангу и т.д. После того как подняли всю колонну
штанг, начинают подъем насосно-компрсссорных труб в такой
же последовательности. Всю колонну спущенных в скважину
труб подвешивают па крюке при помощи элеватора, который
поддерживает колонну труб за муфту. Когда трубы подняты на
некоторую высоту и муфта следующей трубы поднята над устьем
скважины, под эту муфту подставляют второй элеватор, который
удерживает трубы от падепия в скважину при отвинчивании под­
нятой очередной трубы. Отвинченную трубу кладут на мостки
и продолжают подъем остальных труб. С целью'облегчения и ус­
корения трудоемких процессов при спускоподъемных операциях
применяется ЛПР (автомат подземного ремонта), автор - инже­
нер Молчанов. АПР или его модификация АПР-2 позволяют
осуществлять::

1) автоматический захват и удержание колонны НКТ в специ­
альном клиновом захвате или спайдере;

2) механическое свинчивание и развинчивание НКТ;

3) автоматическое центрирование НКТ в скважине;

4) автоматическое ограничение усилия свинчивания.
Автомат АПР (рис. 156) состоит из вращателя 3 с води-

лом 4, который служит для вращения трубного ключа и спайде-ра 9, удерживающего на весу колонну труб.

Подъем и опускание плашек спайдера автоматизированы и осуществляются движением трубы вверх или вниз.

При движении вверх труба, увлекая за собой плашки, при­поднимает их, а под действием груза подвеска с плашками под­нимается и устанавливается в нерабочее положение. При спуске

Рис. 156. Автомат АПР: о-автомат с центратором; 6- разрез ав­томата

трубы элеватор садится на подвеску и она вместе с плашками опускается. Когда плашки касаются трубы, она захватывается ими и заклинивается, в то же время между нижней плоскостью элеватора и верхней плоскостью подвески создается зазор, что позволяет снять элеватор с трубы. От электродвигателя 7 через червячную пару 6 и 2 передается вращение водилу. Червячное колесо 2 свободно вращается на корпусе автомата 1 в кожухе 5. Между автоматом и электродвигателем имеется муфта 8 ограни­чения момента вращения, регулируемая на определенное усилие при свинчивании труб. Корпус автомата соединяется с центрато­ром 10 болтами. Автомат управляется с помощью реверсивного трехполюсного пускателя. Пускатель соединяется кабелем с электродвигателем. Для свинчивания и развинчивания насос­ных штанг используются штанговые ключи АШК и МШК. АШК - автоматический штанговый ключ. МШК - механический штанговый ключ. Принцип действия АШК и МШК аналогичен автоматам АПР.

На базе АПР-2 созданы автоматы АПР-ГР с гидроприво­дом. Для скважин, оборудованных бесштанговыми электроцен­тробежными погружными насосами, применяют автоматы АПР-2ЭПН.

В.И. Кудинов. Основы чефтегазопроммслового дела

Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин

Для механизации свинчивания-развинчивания бурильных и насосно-компрессорных труб (ПКТ) в процессе текущего и капи­тального ремонта нефтяных и газовых скважин в составе подъем-пых установок типа АЗ-37, УПТ-50, Л-50, Сгетсо заводом «Иж-нефтемаш» выпускается ключ подвесной трубный (КПТ). Ключ поставляется отдельно или в комплекте с клиновым захватом Зк.

Ключ имеет подвеску-компенсатор для вертикального пе­ремещения. Гидропривод ключа работает от гидросистемы подь-емной установки. Трубозажимное устройство ключа кулачкового типа, предусмотрена блокировка, исключающая возможность включения при открытой дверце.

Планетарный редуктор и коробка передач обеспечивают две скорости вращателю. Имеется регулируемый гидроклапан огра­ничения крутящего момента. Основные технические характеристики следующие:

- условный диаметр ПКТ, мм - 60,73,89;

- частота вращения вращателя, об/мин:

на высокой передаче - 84 '

на низкой передаче-17,2; ' '

- номинальный крутящий момент па низкой передаче,
Нм(кгсм) при Р=20 МПа - 12680 (1268),

- при Р=16 МПа - 10150 (1015);

- масса, кг-255;

- габаритные размеры, мм 1028x730x725.

Захват клиновой предназначается для удержания колонны НКТ в процессе текущею и капитального ремонта скважин. В конструкции захвата предусмотрено предохранительное уст­ройство, предотвращающее случайное освобождение колонны НКТ. Привод захвата - пневматический от пневмосистемы подъ-емной установки. Основные технические характеристики:

Параметры	ЗК	ЗК-56
Давление воздуха в писвмосистс-ме, МПа	0,6	0.6
Грузоподъемность, т, пе менее
Условный диаметр удерживаемых труб, мм	48,60.73,89, 102, 114	48, 60, 73, 89

При проведении подземных и капитальных ремонтов сква­жин с целью облегчения тяжелого труда рабочих применяют различные лотки для оттаскивания труб на мостки, вилки для подтаскивания труб, направляющие воронки, переносные столи­ки для ручного инструмента и т.д.

Наиболее сложные работы на скважинах - капитальные. При капитальном ремонте скважин от работников бригады капи­тального ремонта требуется своевременность ремонта, качество ремонта, безаварийность во время ремонта и т.д., а это зависит от обученности рабочих бригады, их условий работы, сработан­ности и т.д.

В промысловых условиях чаще всего бригады капитального ремонта скважин выполняют работы по ликвидации прорвав­шихся к забою скважин пластовых или посторонних вод. Эти работы называют ремоптпо-изояяциоппылт. Изоляцию про­рвавшихся вол осуществляют с помощью закачки в пласт под давлением цементного раствора. Иногда после закачки це­ментного раствора в скважине оставляют (устанавливают) це­ментный мост, т.е. цементный раствор оставляют в скважине от подошвы пласта до верхних дыр перфорации. После ОЗЦ це­ментный мост разбуривают. Вновь перфорируют пласт и осваи­вают скважину. Наиболее сложные виды капитального ремонта - это ловильные работы по извлечению из ствола скважины оборвавшихся и улетевших на забой насосно-компрессорных труб, установок, инструмента и т.д. Часто при ударе НКТ о за­бой они изгибаются, ломаются и заклиниваются в эксплуатаци­онной колонне. Для извлечения улетевших на забой НКТ и дру­гого оборудования применяются специальные ловильные инст­рументы (труболовки, метчики, крючки, пауки, колокола и т.д.). При извлечении труб и другого оборудования часто приходится вести работы с применением больших нагрузок, поэтому при ло-вильных работах применяются толстостенные бурильные трубы (чаще всего диаметром 2Ув"), которые обладают большим сопро­тивлением на разрыв.

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава XIX. Ползем пыи ^и капитальный ремонт екпажнн

К сложным капитальным видам ремонта относят ремонт-но-исправительные работы: исправление смятий, замена на­ружной части эксплуатационной колонны, слом колонны и т.д.

Смятые участки эксплуатационной колонны обычно ис­правляют оправочными долотами нли специальными оправками, спускаемыми в скважину на 2%" бурильных трубах. Если доло­тами ие удается выправить колонну, то участок смятия офрезо-вывают плоскими и коническими фрезами. Выправленный уча­сток укрепляют цементным кольцом, для этого за колонну под давлением нагнетают цементный раствор.

К сложным видам капитального ремонта скважин относит­ся и ликвидация полета электроцентробежных погружных уста­новок, когда при полете происходит слом НКТ и образование сальника из кабеля КРБК. Для ликвидации таких аварий приме­няются специальные крючки, труболовки и многие другие при­способления.

Ловильные работы. К наиболее сложным видам работ в капитальном ремонте скважин относятся ловильные работы оборвавшихся труб, упавшего инструмента, полет ЭЦН с кабе­лем КРБК и т.д.

К самым сложным работам относятся работы по захвату и извлечению труб, так как колонна насосно-компрессорных труб, при падении в скважину ударяясь о забой, изгибается по всей длине и заклинивается в эксплуатационной колонне. А при полете ЭЦН дополнительно создаются сальники из кабеля КРБК. Не редко, когда трубы при ударе о забой ломаются во многих местах и размещаются при этом в скважине параллельными ря­дами. Кроме того, иногда происходит полет насосно-компрес-сорных труб вместе со штангами.

Перед спуском в скважину ловилыгого инструмента не­обходимо знать состояние эксплуатационной колонны и по­ложение упавших в скважину труб, штанг или иных предме-

тов. Для этого применяют свинцовые печати. Для получения отпечатка верхнего конца труб, штанг или иного предмета применяют торцовую печать. При смятии эксплуатационной колонны ее чаще всего обследуют конусной печатью.

К ловилышм инструментам относятся овершоты, коло­кола, труболовки (внутренние и наружные), метчики, крюч­ки, удочки, ерши, штопоры и т.д. Для ловли насосно-компрессорпых труб применяют труболопкн различных ти­поразмеров с правой или левой резьбами. Труболовки изго­тавливаются внутренние и наружные, освобождающиеся или освобождающиеся при помощи вспомогательного инстру­мента.

Переводник

Корпус с воронкой направляющей

При ловле НКТ за муфты или другого оборудования, имеющего выступы, использу­ют овершоты. Для ловли НКТ за наружную поверхность, ко­гда трубы оборваны в теле или из них вырвана муфта, приме­няют колокола. При ловильных работах с целью безопасности и надежности (так как часто при­ходится прикладывать большие усилия) применяют толстостен­ные бурильные трубы диамет­ром 2%".

Рис. 157

Труболовки ТЛ и штан-головки ШЛ наружного захва­та цанговые пеосвобождаю-щнеся (рис. 157, 158, 159) обес­печивают захват и извлечение из

скважин иасоспо-компрессорных

U.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыславого дела

Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скоажин

труб (НКТ), скважшшых насосов, забойных двигателей и насос­ных штанг при ликвидации аварий.

Принцип работы:

Переводник Корпус Цанга i

Переводник Корпус 11лаигка

Воронка направляющая

Рис. 158

Рис. 159

При спуске в скважину ловилыюго инструмента направ­ляющая воронка за счет своего скоса залавливает объект и на­правляет его внутрь труболовки (штанголовки), цанга ловимым объектом поднимается вверх до упора в переводник, разжима­ется и пропускает внутрь ловимый объект. При движении ло-вильной колонны вверх цанга вместе с ловимым объектом опускается на коническую поверхность корпуса и заклинивает­ся. В результате осуществляется падежный захват ловимого объекта.

Номенклатура	состав труболовок и ловимые ими объекты
Труболонки	Ловимые объекты
Тип	Постоянные части	Сменные части	Наименование	Пня захвата
Воронка на­правляющая	Зтулка	Цанг я
ТТЛ1	Корпус ТЛ1 (Л)	ТЛ1.64(Л)		ТЛ1.48	НКТ 0 48 мм	за тело
(Л)	Переводник	ТЛ1.64(Л)	ТЛ 1.60.3	НКТ 0 60 мм	1ЭТСЛП
	ТЛ1 (Л)	ТЛ1.7б(Л)	ТЛ1.68	под муфту
		ТЛ1.76(Л)		ТЛ1.73	за муфту
		ТЛ17б(Л)		ТЛ1.73	НКТ 0 73 мм	эатело
		ТЛ1.98(Л)	ТЛ 1.83,5	пол муфту
		ТЛ1.98(Л)	ЯО	ТЛ1.89	за муфту
		ТЛ1.98(Л)		ТЛ1.89	НКТ 0 89 мм	is тело
		ТЛ1.64(Л)	-	ТЛ1.49	Насосы НВ1Б-32 НВ2Б-32	пол буртик
		ТЛ1.7б(Л)	ТЛ1.65	Нисосы НВ1Б-44 НВ2Б-44
		ТЛ1.98 (Л)	TJII.80	Насосы НВ1Б-57 1ГО2Б-57
		ТЛ1.98(Л)	ТЛ 1.83.5	ПясосНСН-55	за тело
		ТЛ1.98(Л)	—	ТЛ1.87	Забойные двига­тели Д-85,Д1-88
тлг (Л)	Корпус ТЛ2<Л) Перевалпик ТП? ( ГТ»	ТЛ1.98(Л)		ТЛ2.92	Насос ЭЦН-50	за тело
ТЛ2.95	НКТ В-В9	за тело
тлз	Корпус ТЛЗ(П)	ТЛЗ	-	ТЛЗ. 103	Насос ЭЦН-50	за тело
(Л)	Переводник ТЛЗ (Л)	ТЛЗ.ЮЗБ	пол фланец
	ТЛЗ. 103	за флянец

При захвате ловимого объекта за муфту устанавливается ог­раничивающая втулка, которая, упираясь одним концом в пере­водник, ограничивает ход ловимого объекта.

При захвате ловимых объектов под буртик или под муфту заклинивание цанги происходит между конической опорной по­верхностью и нижней кромкой буртика или муфты ловимого объекта.

Наличие сменных цанг значительно расширяет возможно­сти штанголовок и труболовок и позволяет извлекать ловимые объекты различного диаметра и конфигурации одним типоразме­ром инструмента.

658 И.И. Кудинов. Основы нефте.газопромысяового дела

Все труболовки и штанголовки изготавливаются с прапой и левой резьбой, в обозначении инструмента с левой резьбой до­бавляется буква «Л».

Характеристики	TJI1 (Л)	ТЛ2 (Л)	ТЛЗ (Л)
Присоединительная резьба ГОСТ 633-80	89 (89Л)	89 (89Л)	89 (89Л)
Условр|ый диаметр труб эксплуата­ционной колонны, мм	146,168	146,168	146,168
Допускаемая осевая нагрузка, кН			при захвате: ta тело - 400 кН ПОП фланец - 350 кН за фланец-300 кН
Габаритные размеры, мм: диаметр длина	122 630	122 643	122 643
Масса, кг	26,8	26,8	26,8

Номенклатура, состав штанголовок и ловимые	ими объекты
lllianronoBKH	Ловимые объекты
Тип	Постоянные части	Сменные части -цанга	Наименование	Вил захвата
ШЛ] (Л)	Корпус ШЛ 1-140 (Л) Переводник 1ШП (Л) Воронка направляю­щая IJJJ11 (Л) Плашка ШЛ1 (2 шт.)	-	Насосные штанги 0!6,t9,22,25MM	под буртик
ШЛ2 (Л)	Корпус с воронкой ШЛ2-150(Л) Переводник ШЛ2 (Л)	ШЛ2.16	Насосные штанги диаметром	16 мм	за тело
I11J12.I9	19 мм
ШЛ2.22	22 им
1ПЛ2.25	25мм
ШЛ2.32	Полированный шток 0 32 мм
ШЛИ (Л)	КорнусШЛЗ-120{Л) Переводник ШЛЗ (Л)	ШЛЗ. 16	1(асоспые штайги диаметром	16 мм	за тело
ШЛЗ. 19	19 мм
ШЛ3.22	22 мм
ШЛ3.25	25 мм
ШЛЗ.Э2	Полированный шток 0 32 мм
ШЛ4 (Л)	КорпусШЛ4-120(Л) Переводник 1Ш14 (Л)	ШЛ4.16	Насосные штанги диаметром	16 мм	за тело
ШЛ4.19	19 мм
ШЛ4.22	22 мм
ШЛ4.25	25 мм
1Ш15 (Л)	Корпус ШЛ5-80 (Л) Переводник ШЛЗ (Л)	ШЛ5.16	Насосные штанги диаметром	16мм	за тело
ШЛЗ.19	19 мм
ШЛ5.22	22 мм

Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин 659

Труболовки и штанголовки, благодаря своей высокой на­дежности, обусловленной простотой конструкции, неприхотли-пости и простоте обслуживания, завоевали большую популяр­ность и широко применяются при ликвидации аварий на нефтя­ных скважинах. Сборку труболопок и штапголовок производят согласно приведенным таблицам в зависимости от ловимого объ­екта и вида захвата.

Технические характеристики штанголовок
Характеристики	[1IJII (Л)	ШЛ2 (Л)	ШЛЗ (Л)	ШЛ4 (Л)	1Ш15(Л)
Присоедин итсл ьиая резьба	89 (89Л) ГОСТ «3-80	73 (73Л) ГОСТ 633-80	Ш22 (Ш22Л) ГОСТ 13877-80	Ш22 (Ш22Л) ГОСТ 13877-80	Ш19(Ш1 9Л) ГОСТ 13877-80
Условный ли а метр труб эксплуатационной колонны, мм
Допускаемая о се па я нагрузка, кМ
Габаритные размеры, мм: диаметр длина		122 485	68 357	55 346	48 310
Масса, кг	25,2	19,0	4,3	3,7	2,12

.—а*.

Рис. 160

Трубоштанголовка собирается из трубо­ловки ТЛ1 и штанголовки ШЛ1 и используется для захвата и подъема одновременно колонны насосных штанг и НКТ.

Ловимые объекты:

НКТ диаметром 60,73, 89 мм; насосные штанги диаметром 16,19, 22, 25 мм.

Рис. 161

В.И. Кудилов. Основы нефтсгазопромыспового дела

Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин

Технические характеристики:

условный диаметр труб, внутри которых производится за­хват, мм: 146, 168;

допускаемая осепая нагрузка, кН: 500; диаметр, мм: 122; длина, мм: 880.

Труболовка внутреннего захвата со спиральной конус­ной поверхностью (рис. 160) предназначена для извлечения ава­рийной колонны насосно-компрессорных труб либо по частям путем развинчипания ее в резьбовых соединениях, либо целиком в пределах грузоподъемности труболовки.

Технические характерист ики

Характеристики	ТВ360	ТВ373	ТВ389
Ловимые объекты - трубы по ГОСТ 633-80
Условный диаметр трубы по ГОСТ 633-80, внутри которой происходит захват	114-168
Грузоподъемность, кН
Габаритные размеры, мм: диаметр длина	80,	95 630	108 925
Масса, кг	9,2	15,1	23,5
Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90	3-66	3-76	3-88

Технические характеристики	метчиков ловильных
Характеристики	МЭУ 36-60	МЭУ 46-80	МЭУ 69-100	МЭУ 85-127
Наименьший наружный диа­метр лопилыюВ резьбы, мм
Наибольший наружный лиа-метр ловильной резьбы, мм
Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90	3-50	3-76	3-76	3-117
Номинальная осевая нагруз­ка, кМ
Наименьший условный диа­метр колонны обсадных труб, в которой происходит захват, мм
Габаритные размеры, мм: наружный диаметр длина	65 420	90 500	!08 485
Масса, кг	6,5	11,0	19,0	34,0

Колокола выпускаются двух типов:

К - для нарезания резьбы и соединения с верхним торцом колонны труб;

КС (колокол сквозной) - для нарезания резьбы и соединения с ближайшим от торца утолщением (муфта, замок), при этом верхний конец аварийной колонны труб проходит внутри коло­кола.

Метчик ловильный МЭУ (рис. 161) предназначен для за­хвата с последующим извлечением оставшейся в скважине ко­лонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем вреза­ния ввинчиванием в их внутреннюю поверхность.

Метчики выпускаются как с правыми, так и с левыми резь­бами.

Колокол ловильный (рис. 162) представляет собой резьбо­нарезной инструмент трубчатой конструкции и предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине ко­лонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем вреза­ния навинчиванием на их наружную поверхность.

Рис. 162

662 11.И. Кулитюв. Основы нефтегазопромыслового дела

Технические характеристики колоколов типа К

Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин 663

Продолжение таблицы

Характеристики	К42-25	К50-34	К58-	К70-52	К85-64	К100 -78	КМО -91	К125 -103	KI35 -113	К150 -128	К174 -143
Наибольший лиаме ф ло­ви л шой резьбы, d\, мм							ПО
Наименьший диаметр ло­вил ыюй рсчьбы, d\, мм
Прнсоеликен-ная резьба (d<) к кол сип 1С труб, ГОСТ 28487-90	3-50	3-50	3-66	3-66		3-88	3-101	Э-121	3-133	3 147	3-171
Присоединен­ная резьба (d) к направляющей ГОСТ 633-80 ГОСТ 632-80						BU4
Номинальная паевая нагрузка, кН
Условный диа­метр обсадных груб, внутри ко-тлрмх происхо­дит захват, мм
1 абаритные размеры, мм диаметр клина	65 385	65 340	90 490	90 510		!22 595	132 555	148 560	170 635	194 655	220 800
Масса, кг	6,5	5,0	15,0	14,0	18,0	25.5	26,5	31,0	41,0	70,0	98,0

X арактернсти ки	КС-	кс-	КС-85	КС-	КС-115	КС-	КС-	КС-150	КС-160	КС-180	кс-	КС-
Присоединен­ная резьба (dj) к колонне труб, ГОСТ 633-80 ГОСТ 632-80
Присоединен­ная ретьба (d) к направляющей ГОСТ 633-80 ГОСТ 632-80				Ш14
1 (омипальная осевая июрузка, кН						ИОО
Условный диа­метр обсапнмх труб, внутри ко­торых происхо­дит тахват, мм				14Й			2!9
Г абаритные размеры, мм диаметр длина	73 330		108 390	122 450		148 440	168 430	178 580	194 550	220 560	220 575	245 550
Масса, кг	8.0	13,0	17,0	20,0	24,0	25,0	38.0	55,0	50,0	78,0	68.0	81,0

Колокола выпускаются как с правыми, так и с левыми резь-

бами.

Технические

характеристики колоколов типа КС

X арактеристики

КС-54

кс-69

КС-

КС-

кс-

КС-125

кс-

кс-

КС-

КС-180

кс-

КС-210

Наибольший Лиамеф лп-п и ль ной реп, бы, d\, ММ

Наименьший диаметр ло-в ильной резьбы, dt, мм

Глава XX. Сбор, транспорт и подготовка нефти и газа...

Глава XX

Сбор, транспорт и подготовка нефти и газа на промыслах

Из нефтяных скважин на поверхность вместе с нефтью и по­путным нефтяным газом поступает сильно минерализованная (с содержанием солей до 2500 мг/л) пластовая вода и механиче­ские примеси. Содержание пластовой воды на третьей и особенно четвертой стадиях разработки месторождений достигает 80 и бо­лее процентов. Пластовая вода, обладая большими коррозионны­ми свойствами, в процессе ее внутринромысловой транспорти­ровки наносит большие коррозионные разрушения трубопрово­дов, днищ резервуаров, насосов, запорной арматуры и т.д. Такую продукцию без отделения нефти от пластовой воды поставлять па нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) не допустимо, т.к. в про­цессе ее транспортировки коррозионному разрушению будут подвергаться магистральные нефтепроводы, резервуары, запор­ная арматура, насосы и т.д. Кроме того, па перекачку воды вместе с нефтью появляются неоправданные затраты на электроэнергию, создаются большие проблемы с ее утилизацией в местах ее пере­работки и т.д. Нецелесообразно также вместе с нефтью транспор­тировать на нефтеперерабатывающие заводы механические при­меси и попутный нефтяной газ.

Поэтому на промыслах для сбора нефти и газа, замера деби-тов нефти и газа, транспортирования ее до центральных сборных пунктов (ЦСП), где от нефти отделяют газ, воду, механические примеси и соли, строят систему выкидных линий, трубопроводов, аппаратов, ДНС (дожимных насосных станций), ГЗУ (групповых замерных установок) и других сооружений.

Система сбора, транспорта и подготовки нефти и газа па нефтяных промыслах позволяет осуществлять:

- сбор не