Полимерные армированные трубопроводы в современных гидравлических системах

В. В. Шайдаков, К. В. Чернова, А. В. Пензин  
ПОЛИМЕРНЫЕ АРМИРОВАННЫЕ  
ТРУБОПРОВОДЫ  
В СОВРЕМЕННЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ  
Монография 
Инфра-Инженерия 
Москва-Вологда 
2018 

ФЗ 
№436-ФЗ 
Издание не подлежит маркировке  
в соответствии с п. 1 ч. 2 ст. 1 
УДК 622.276 
ББК 361.79 
      Ш 17 
 
 
Рецензент: 
д-р техн. наук, профессор Коробков Г.Е., 
д-р техн. наук, профессор Лягов А.В. 
 
 
 
Шайдаков В. В., Чернова К. В., А. В. Пензин А. В. 
Ш 17     Полимерные армированные трубопроводы в современных 
гидравлических системах. Монография. / В. В. Шайдаков,  
К. В. Чернова, А. В. Пензин. Под общей ред. В.В. Шайдакова. -  
М.: Инфра-Инженерия, 2018. - 228 с. 
 
ISBN 978-5-9729-0219-4 
 
 
Рассмотрены конструкции полимерных армированных трубопроводов  
и металлополимерных штанговых колонн, области их применения в технологических процессах добычи, транспортировки нефти и газа. Представлено вспомогательное оборудование, обеспечивающее соединение трубопроводов и штанговых колонн, спуск в скважины. Изложены результаты лабораторных стендовых 
испытаний и аналитические исследования. Для инженерно-технических специалистов, магистрантов и аспирантов вузов нефтегазового профиля. 






‹ Шайдаков В. В., Чернова К. В., Пензин А. В., авторы, 2018 
‹ Издательство «Инфра-Инженерия», 2018 
 
ISBN 978-5-9729-0219-4 

 
ʦʦʫʪʫʻʰʫ
 
Современный этап развития нефтегазовой промышленности можно 
охарактеризовать поиском новых материалов и идей. Все чаще производится замена металлических трубопроводов на полимерные, композитные. 
Полимеры обладают такими уникальными свойствами, как низкое влагопоглощение и газопроницаемость, высокие диэлектрические показатели  
и химическая стойкость, что позволяет широко использовать трубы и фасонные изделия из этих материалов в строительной промышленности  
и в нефтегазовом комплексе [98]. 
Одним из определяющих моментов, ограничивающих область применения данной технологии, являются прочностные показатели. Жесткие 
условия эксплуатации налагают определенные требования, в частности, 
трубопровод должен быть достаточно прочным; стойким к механическим 
воздействиям и при деформации принимать первоначальную форму,  
так как при спуско-подъёмных операциях в скважинах возможно пережатие трубопровода. Трубопроводы, изготовленные из современных полимерных материалов, армированные металлом, волокнами различной природы, лентами могут обладать уникальными эксплуатационными свойствами. На рынке представлен довольно широкий спектр полимерных армированных трубопроводов, способных выдерживать высокое давление  
и температуры [98-101, 103]. 
Технически и технологически проблемы производства таких трубопроводов во многом решены. Трудности, связанные с их широким внедрением, заключаются в неготовности промышленных, строительных  
и транспортных, ремонтных организаций их использовать. Вся существующая технология проектирования, строительства, эксплуатации, диагностирования и ремонта трубопроводных коммуникаций все еще ориентирована на металлические трубопроводы. 
3


 
ʿʽʸʰʺʫˀʻˏʫʤˀʺʰˀʽʦʤʻʻˏʫ˃ˀ˄ʥʽʿˀʽʦʽʪˏʦˁʽʦˀʫʺʫʻʻˏˈʧʰʪˀʤʦʸʰˋʫˁʶʰˈˁʰˁ˃ʫʺʤˈ


В настоящее время в нефтедобывающих компаниях России растет 
число скважин, оснащенных штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ), что составляет примерно от 40 до 45 всего фонда.  
Как правило, большая часть этих скважин относится к малодебитным  
и принадлежит, к так называемому, осложненному фонду, который характеризуется наличием отложения солей, асфальтосмолопарафинов, образованием стойких эмульсий, высокой коррозионной активностью откачиваемой пластовой жидкости, что требует проведения дополнительных технологических операций по снижению негативного влияния этих факторов 
на скважинное оборудование. Надежность работы штанговых скважинных 
насосных установок в этих условиях напрямую зависит от скважинного 
оборудования и колонны штанг в особенности, так как отказ скважинного 
оборудования приводит к дорогостоящим ремонтным работам, простою 
скважины и в конечном итоге к снижению среднегодового дебита и финансовым потерям предприятия. В настоящее время особенно актуальной 
становится задача повышения надежности работы штанговых колонн  
и всей ШСНУ в связи с интенсификацией добычи нефти. Это приведет,  
в конечном итоге, к росту преждевременных отказов штанговых скважинных насосных установок и штанговых колонн и как следствие увеличение 
затрат на добычу нефти в «старых» нефтедобывающих районах. В проведении лабораторных, аналитических, промысловых исследований участвовали и оказали содействие в написании данной монографии Зотов А.Н., 
Людвиницкая А.Р., Шайдаков Е.В., Сухоносов А.Л., Новиков А.Н.,  
Драгана Ф.В., Антоненко А.А., за что авторы им весьма признательны. 

4 


ˀʤʯʪʫʸ/
ʿʽʸʰʺʫˀʻˏʫʤˀʺʰˀʽʦʤʻʻˏʫ˃ˀ˄ʥʽʿˀʽʦʽʪˏ
ʧʸʤʦʤϭ͘
ʽˁʸʽʮʻʫʻʰ˔ʿˀʰˑʶˁʿʸ˄ʤ˃ʤˉʰʰ
ʧʸ˄ʥʰʻʻʽͲʻʤˁʽˁʻʽʧʽʽʥʽˀ˄ʪʽʦʤʻʰ˔
Одной из актуальных проблем при эксплуатации нефтяных месторождений является выбор эффективного способа борьбы с осложнениями. 
Особую актуальность эта проблема приобретает в настоящее время в связи с вступлением большинства нефтяных месторождений страны, в том 
числе и месторождений Башкортостана, в поздние стадии разработки, характеризующиеся высокой обводненностью добываемой продукции. 
Например, более 80 скважин филиала АНК «Башнефть» - «БашнефтьУфа» эксплуатируются с обводненностью продукции 70-90. В результате закачки в продуктивные пласты для поддержания пластового давления 
(ППД) огромных объемов пресной и сточной вод происходит выщелачивание породообразующих минералов продуктивных пластов, разрушение 
пород призабойной зоны пласта (ПЗП), интенсификация образования отложений неорганических солей, твердых углеводородов, процессов коррозии промыслового оборудования. 
Современный уровень развития нефтедобывающей отрасли характеризуется разнообразием применяемых методов и технологий борьбы, предупреждения образования осложнений. Несмотря на это проблема борьбы 
и предупреждения осложнений продолжает оставаться актуальной. Причинами этого является разнообразие геолого-физических условий процессов разработки и эксплуатации объектов. Поэтому повышение эффективности методов и технологий разработки месторождений требует постоянного совершенствования применяемых методов, реагентов и технологий 
их применения. 
5

ʿʽʸʰʺʫˀʻˏʫʤˀʺʰˀʽʦʤʻʻˏʫ˃ˀ˄ʥʽʿˀʽʦʽʪˏʦˁʽʦˀʫʺʫʻʻˏˈʧʰʪˀʤʦʸʰˋʫˁʶʰˈˁʰˁ˃ʫʺʤˈ
Результатом эксплуатации скважин в осложненных условиях является преждевременный: выход из строя элементов насосной установки, 
конструкции скважины и ухудшение показателей «наработка на отказ», 
межремонтный период работы (МРП). 
По официальным данным, затраты на добычу нефти в России по 
сравнению с другими странами необычайно высоки, причем мы лидируем 
не только в абсолютных показателях, но и в темпах прироста затрат. 
Наибольшее распространение нашел химический способ предотвращения 
осложнений. Объем рынка химических реагентов в России оценивается 
около 10 млрд. руб. [1], при этом в среднем в скважину за год закачивается реагентов на сумму 100 …300 тыс. руб. Поэтому весьма актуален вопрос снижения затрат на предотвращение осложнений без снижения эффективности защиты. 
ϭ͘ϭ͘ˁ̨̨̨̛̣̖̯̣̙̖̦́
Образование отложения неорганических солей на внутренней поверхности нефтегазопромыслового оборудования имеет место при добыче 
обводненной нефти в процессе разработки большинства месторождений 
России [2-3]. 
К числу основных технологических факторов, влияющих на обводнение скважин, относится режим эксплуатации скважины или, точнее, 
темп отбора жидкости из нее [4-7]. 
Отложения солей происходят при всех способах эксплуатации скважин, однако наиболее отрицательные последствия от солеотложения возникают при добыче нефти штанговыми глубинными насосами (ШГН)  
и установками электропогружных центробежных насосов (ЭЦН). Кристаллические образования неорганических солей на рабочих органах глубинных насосов приводят к повышенному их износу, заклиниванию  
и слому вала погружного центробежного электронасоса, заклиниванию 
плунжера ШГН и т.п. 
6 

ʧʸʤʦʤϭ
ϭ
ˀ̛̭̱̦
̨̡̦ϭ͘ϭʹ
ʽ̨̛̯̣̙̖̦
̨̛̭̣̖̜́
̸̨̦̬̌̌̍
̡̨̖̥̣̖̭̖
̖ˑˉʻ
̛̦̪̌
̨̛̪̬̖̥̦̜
̡̜̭̖̯̖
Ме
ежремон
нтный пер
риод раб
боты мех
ханизиров
ванного 
фонда «с
солепро-
являющ
щих» сква
ажин сущ
щественн
но умень
ьшается. 
Было от
тмечено,
, что ис-
пользов
ание инг
гибитора
а солеотл
ложений
 способс
ствует ув
величени
ию МРП
П 
3 раза. 
почти в 
По
о преиму
уществен
нному со
одержани
ию в отло
ожениях
х неорган
нических
х 
солей оп
пределен
нного вид
да выдел
ляется тр
ри группы
ы солей: 
хлоридн
ные, кар-
бонатны
ые и суль
ьфатные. 
С к
каждым 
годом ра
астут зат
траты на 
защиту 
ования от
т солеот-
оборудо
ложений
й. Это св
вязано с п
проводим
мыми гео
олого-тех
хнически
ими меро
оприяти-
ями по 
интенси
ификации
и добычи
и нефти, 
происхо
одит рос
ст действ
вующего
о 
фонда с
скважин з
за счет п
проводим
мых меро
оприятий
й по извл
лечению
трудно-
доступн
ных запас
сов нефти
и, разраб
ботке пла
астов и в
вода нов
вых скваж
жин. Это
о 
требует 
усоверш
шенствова
ания мет
тодов под
дачи хим
мреагента
а в скваж
жину, так
к 
как затр
раты на б
борьбу с 
солеотл
ложениям
ми несрав
вненно н
ниже затр
рат, воз-
никающ
щих из-за 
выхода о
оборудов
вания из 
строя, ег
го ремон
нта или за
амены 
Пр
роблема 
солеотло
ожения в
в последн
ние годы
ы получи
ила особу
ую акту-
альность
ь ввиду 
прогресс
сирующе
его роста
а обводн
ненности 
 пластов
вой жид-
а больш
кости н
инстве а
активно р
разрабат
тываемых
х нефтян
ных мест
торожде-
нях Росс
сии.  
7 

ʿʽʸʰʺʫˀ
ˀʻˏʫʤˀʺʰ
ʰˀʽʦʤʻʻˏʫ
ʫ˃ˀ˄ʥʽʿˀʽ
ʽʦʽʪˏʦˁʽ
ʽʦˀʫʺʫʻʻˏ
ˏˈʧʰʪˀʤʦʸ
ʸʰˋʫˁʶʰˈˁ
ˁʰˁ˃ʫʺʤˈ


ˀ
ˀ̨̡̛̭̱̦ϭ
͘Ϯʹʽ̨̯̣̙
̨̛̙̖̦̖̭
̨̣̖̜̦̖̌̔
̵̖̯̣̌́ˑˉ
ˉʻ
8 


ʧʸʤʦʤϭ
Например, на Самотлорском месторождении, с 2004 года солеотлагающий фонд увеличился в 2 раза за тот же период, и в настоящее время 
продолжает расти [8,9]. Тенденция к росту числа скважин, оборудование 
которых осложнено отложением солей, отмечается всеми компаниями, 
осуществляющими добычу нефти в Западно-Сибирском регионе. Ряд месторождений Восточной Сибири уже на начальной стадии разработки 
осложнен солями. 
ϭ͘Ϯ͘ʤ̴̴̨̨̨̨̨̨̛̛̭̣̯̭̥̣̪̬̦̼̖̯̣̙̖̦̌̽̌̌̏́
Асфальтосмолопарфиновые отложения (АСПО) относятся к наиболее проблемным видам осложнений с точки зрения предотвращения  
и ликвидации последствий. 
Накопление АСПО происходит в основном в насосно-компрессорных трубах (НКТ), трубопроводах системы сбора нефти. Это приводит 
не только к снижению дебита, возрастанию давления в системе сбора, 
но и резкому уменьшению межремонтного периода (МРП) работы скважинного оборудования. 
К осложненным по АСПО относят скважины, например по критериям ряда нефтяных компаний, в нефти которых более 5 парафинов и динамической вязкостью нефти и эмульсий более 10 сПауз, в стандартных 
условиях. 
По данным промысловых исследований [10], при малой обводненности нефти характер распределения парафиновых отложений в трубах 
различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования и достигает максимума 
на глубине 50-200 м, затем уменьшается до толщины 1-2 мм в области 
устья (рисунок 1.3).  
9 

 
ʿʽʸʰʺʫˀʻˏʫʤˀʺʰˀʽʦʤʻʻˏʫ˃ˀ˄ʥʽʿˀʽʦʽʪˏʦˁʽʦˀʫʺʫʻʻˏˈʧʰʪˀʤʦʸʰˋʫˁʶʰˈˁʰˁ˃ʫʺʤˈ


30
25
20
15
10
5
Толщина отложений,мм
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Глубина,м
 
ˀ̨̡̛̭̱̦ϭ͘ϯʹʽ̨̛̯̣̙̖̦́ʤˁʿʽ̡̨̨̣̦̦̖̏ʻʶ˃
На поздней стадии разработки отмечен рост глубины начала формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовой температуры за счет закачки большого количества воды, следовательно, общим снижением теплового потока [10]. 
За 10 лет эксплуатации число скважин, в которых глубина формирования АСПО составляет более 900м, увеличилось почти в 3 раза.  
В процессе разработки месторождений ухудшаются свойства остаточной нефти. Это можно связать с образованием и накоплением в пласте 
окисленной, малоподвижной и неподвижной, биодеградированной и высокосернистой нефти.  
Увеличение содержания асфальтенов и парафинов приводят к уменьшению температуры насыщения нефти парафином а, следовательно, расширению зоны возможного формирования асфальтосмолопарафиновых отложений, смещению интервала АСПО в зону более высоких температур, 
то есть, начало отложения парафинов наблюдается на большей глубине.  
Кроме того, увеличение в составе отложений смол и асфальтенов 
приводит к изменению консистенции отложений, они становятся более 
пластичными, мазеподобными. 
10