Станок-качалка с цепным приводом

    В 1935 советский инженер В. Н. Комаров предложил машину ударно-вращательного бурения, теоретические основы которого были разработаны впоследствии Е. Ф. Эпштейном. В 1939 разрабатывается бурение погружными пневмоударниками, а с 1940 внедряется вращательное бурение с транспортировкой породы из скважины шнеками, которое получило распространение в породах невысокой крепости при геофизических работах, инженерно-геологических изысканиях, при бурении на воду и др. В СССР разработана технология безнасосного бурения, обеспечивающего полный выход керна в неустойчивых породах, и коренным образом усовершенствована технология дробового бурения (С. А. Волков). После открытия месторождений алмазов в Якутии шире применяют алмазный породоразрушающий инструмент, а с 1962 в Б. получили распространение синтетические алмазы. В совершенствовании технологии алмазного бурения сыграли большую роль советские учёные Ф. А. Шамшев, И. А. Уткин, Б. И. Воздвиженский, С. А. Волков и др.

 

    Разведочное бурение осуществляется в основном за счёт вращательного способа, на который приходится (1970) около 80% метража пробуренных скважин (50% бурение твердосплавным инструментом, 20% — алмазным инструментом, 10% — дробью); в ограниченных объёмах применяются ударно-вращательное, шнековое, вибрационное бурение и др. Работы в области разведочного бурения направлены на: обеспечение сохранности керна, извлекаемого с большой глубины; разработку аппаратуры и надёжных методов опробования горных пород. Совершенствование техники и технологии разведочного бурения на твёрдые полезные ископаемые направлено на: замену дробового бурения алмазным; внедрение гидроударного бурения, бескернового бурения с использованием боковых сверлящих грунтоносов; дальнейшее улучшение технических средств и технологии бурения, разработку новых способов разрушения горных пород при бурении; автоматизацию всех производственных процессов.

 

    Бурение взрывных шпуров и скважин. Машинное бурения шпуров и скважин взамен ручного, которое применялось до начала 19 в. для отбойки крепких пород взрывом, начало внедряться в конце 17 в., когда были изобретены первые буровые машины для сверления горизонтальных шпуров. В 1683 механик Г. Гутман предложил машинное Б. В 1803 австрийский инженер Гайншинг, а в 1813 английский механик Травич усовершенствовали выпускаемые буровые машины. В 1849 Кауч (США) получил один из первых патентов на паровую буровую машину. В 1852 Колладон (Швейцария) предложил буровую машину, работающую на сжатом воздухе. При проходке Монт-Санисского тоннеля в 1861 Соммейе впервые применил поршневые перфораторы для бурения шпуров, что позволило резко сократить сроки строительства тоннеля. В конце 19 в. появляются молотковые перфораторы, быстро вытеснившие менее производительные поршневые. В дальнейшем были созданы высокочастотные и вращательно-ударные (50-е гг. 20 в.) бурильные машины, установочные (пневмоподдержки, манипуляторы) и подающие (автоподатчики) приспособления, буровые каретки, максимально механизировавшие труд бурильщика. Бурение ведётся с удалением продуктов разрушения промывкой. Создаются лёгкие и мощные электро-, пневмогидросвёрла и высококачественный буровой инструмент, обеспечивающие вращательное бурения шпуров в средней крепости породах. В 1965 в Кузбассе и в 1968 в Киргизии применены бурильные агрегаты с электрогидроприводом для вращательного и вращательно-ударного бурения шпуров.

   Бурение скважин для взрывных работ на карьерах начало применяться в России на железорудных предприятиях Урала в 1908. В США в начале 20 в. для бурения взрывных скважин на карьерах впервые применены ударно-канатные станки. В СССР этот способ начинает применяться с 30-х гг. и до 60-х гг. является основным в породах выше средней крепости для скважин диаметром 150—300 мм. В 1932 Свердловским заводом «Металлист» выпущены станки ударно-канатного бурения для карьеров. С 1939 в СССР осваивается вращательное бурение скважин резцами с удалением буровой мелочи шнеками. В 1943 выпущен на Урале (Богословский карьер) первый станок вращательного бурения (со шнеком, на гусеничном ходу). С 1956—57 начинаются работы по шарошечному бурению взрывных скважин на карьерах. В 1958 предложен комбинированный ударно-шарошечный буровой инструмент, использование которого возможно на станках вращательного бурения с пневматической продувкой скважин. В 1959 начат выпуск станков (СБО-1, СБО-2) огневого (термического) бурения для крепких кварцсодержащих пород. Разрушение породы при этом происходит за счёт быстрого разогрева поверхности забоя газовыми струями, вылетающими из горелки с температурой 2000 °С и скоростью около 2000 м/сек. В 60-е гг. разработан типовой ряд шарошечных станков (2СБШ-200, СБШ-250, СБШ-320) для Б. взрывных скважин диаметром 200—300 мм и глубиной до 30 м. Производительность станков 20—70 м в смену. Перспективны работы по созданию комбинированных термомеханических способов разрушения.               Бурение взрывных скважин на карьерах в СССР осуществляется в основном (1970) шарошечным способом (около 70% метража скважин), распространено шнековое бурение (около 20%), 10% метража скважин приходится на остальные способы бурения (пневмоударное, термическое, ударно-канатное и др.). Значительно возросли скорости бурения: сменная производительность шарошечного станка при проходке скважины диаметром 250 мм в крепких породах (известняк, доломит и т.п.) составляет 40—60 м. При подземной разработке угольных месторождений наибольшее распространение имеет бурение бурильными молотками и электросвёрлами, рудных месторождений — бурильными молотками, погружными пневмоударниками, шарошечными станками.

   Большой интерес представляет механизированное бурение вертикальных горных выработок больших поперечных сечений (диаметром свыше 3,5 м) — шахтных стволов.

   Успехи в создании эффективных средств и способов бурения базируются на изучении физико-механических свойств разрушаемых пород, механизма разрушения породы при различных способах и режимах бурения В СССР проводятся фундаментальные работы в области изучения и определения базовых физических свойств горных пород для оценки эффективности основных процессов разрушения породы при бурении.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 2:  Способы добычи нефти и газа

2.1. Газлифтный способ добычи нефти. 
 
После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.  
 
Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.  
По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт.  
 
 

 
Рисунок 13.2.

 
В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ — повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.  
   Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.  
   Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа — кольцевыми и центральными (см. рис. 13.2).  При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 13.2,а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (см. рис. 13.2,б).  При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 13.2,в). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.  
   При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части — трубы большего диаметра, а в нижней — меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.  
   Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. 13.2,г).  
   Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.  
   Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторарядный подъемник (см. рис. 13.2,д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.  
   Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами: 
1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.  
2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа.  
З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.  
4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.  
5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.  
6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.  
7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.  

   Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки: 
1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций  
2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.  
З. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.  
 
Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования. Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин. При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют безкомпрессорный газлифт для добычи нефти.  
   Эта система может быть временной мерой — до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.  
   Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40—60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.  
   Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

 

2.2. Добыча нефти штанговым насосом. 
  

Штанговый насос - глубинный насос, подвод энергии к которому производится с поверхности посредством колонны штанг. Обычно под глубинным насосом понимается плунжерный насос объемного действия, приводимый в движение посредством станка-качалки. Система в целом получила название СШНУ – скважинная штанговая насосная установка. Также используется аббревиатура ШГН – штанговый глубинный насос.

  Скважинная штанговая насосная установка (УСШН) (рисунок) состоит из станка-качалки 1, оборудования устья 2, колонны НКТ 3, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг 4, штангового насоса вставного 6 или невставного 7 типа. Вставной насос 6 крепится в трубах НКТ с помощью замковой опоры 5.

  

 

 

Скважинный насос спускается под  уровень жидкости.

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При наличии парафина в продукции  скважины на штангах устанавливают  скребки, очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться  газовые или песочные якоря.

    Станок-качалка состоит: из рамы 13 с подставкой под редуктор и поворотной плитой 12; стойки 3; балансира 2 с головкой и опорой траверсы 15, двух шатунов 4, двух кривошипов 5 с противовесами 14 (при комбинированном или кривошипном уравновешивании); редуктора 6; тормозов 16; кли-ноременной передачи 7, 8; электродвигателя 9; подвески устьевого штока 1 с канатом; ограждения 11 кривошипно-шатунного механизма. Рама из профильного проката изготовлена в виде двух полозьев, соединенных поперечными связями. Стойка — из профильного проката четырехногая. Балансир - из профильного проката двутаврового сечения; однобалочной или двубалочной конструкции. Головка балансира — поворотная или откидывающаяся вверх. Для ее фиксации в рабочем положении в шайбе головки предусмотрен паз, в который входит клин защелки. Опора балансира — ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках. К средней части от квадратного сечения приварена планка, через которую опора балансира соединяется с балансиром.

   Траверса - прямая, из профильного проката. С ее помощью балансир соединяется с двумя параллельно работающими шатунами. Опора траверсы шарнирно соединяет балансир с траверсой. Средняя часть оси установлена в сферическом роликоподшипнике, корпус которого болтами прикреплен к нижней полке балансира.

   Шатун - стальная трубная заготовка, на одном конце которой вварена верхняя головка шатуна, а на другом - башмак. Палец верхней головки шатуна шарнирно соединен с траверсой. Палец кривошипа конусной поверхностью вставляется в отверстие кривошипа и затягивается с помощью гаек.

   Кривошип - ведущее звено преобразующего механизма станка-качалки. В нем предусмотрены отверстия для изменения длины хода устьевого штока. На кривошипе установлены противовесы, которые могут перемещаться.

   Редуктор типа Ц2НШ представляет собой совокупность двух пар цилиндрических шевронных зубчатых передач, выполненных с зацеплением Новикова. Изготовление редуктора должно отвечать требованиям ОСТ 26-02-1200-75.

   Валы цилиндрических зубчатых передач лежат в плоскости разъема корпуса и крышки редуктора. Для равномерного распределения нагрузок на валы и подшипники принято симметричное расположение зубчатых колес и опор. Опоры ведущего и промежуточного валов выполнены на роликоподшипниках с короткими цилиндрическими роликами, а ведомого вала на роликоподшипниках двухрядных сферических. На конце ведущего вала насаживаются шкивы тормоза и клиноременной передачи, положение которых после определенного срока эксплуатации необходимо менять для увеличения общего срока службы ведомого колеса редуктора. Для этого на обоих концах ведомого вала имеются по два шпоночных паза. Смазка зубчатых колес и подшипников валов осуществляется из ванны корпуса редуктора.