Производственная структура нефтегазодобывающего объединения

Кинематическая  схема кривошипно-шкивного преобразующего механизма  привода ПНКШ.

Назначение  привода - придание плунжеру скважинного штангового насоса возвратно-поступательного  движения посредством  колонны  насосных штанг. 
   Отличительной особенностью безбалансирного кривошипно-шкивного привода ПНКШ является оригинальная конструкция механизма, преобразующего вращательное движение кривошипов, установленных на ведомом валу редуктора, в возвратно-поступательное движение ходовой траверсы, являющейся выходным (исполнительным) звеном привода. 
   Суть этого преобразующего механизма состоит в том, что кривошипы 2 снабжены натяжными шкивами 3 с огибаемыми их канатами 5, нижние концы которых шарнирно присоединены к стойке 1 (раме) в точке А, а к верхним, перекинутым через направляющие шкивы 4, расположенные в верхней части стойки 1 (стреле), подвешена ходовая траверса 6, при этом ветви канатов, отходящие от натяжных шкивов, расположены V-образно (под углом g). Особенностью данного преобразующего механизма является и то, что он, в отличие от других кривошипных механизмов с гибким звеном, способен, при определенных геометрических соотношениях звеньев, генерировать возвратно-поступательные движения, с асимметричным (дезаксиальным) циклом. 
   Работает привод следующим образом. Кривошипы 2, совершая вращательное движение по направлению, указанном стрелкой, своими натяжными шкивами 3 воздействуют на огибающие их канаты 5. Так как одни концы этих канатов закреплены неподвижно, то другие, перекинутые через направляющие шкивы, вместе с ходовой траверсой 6 совершают возвратно-поступательные движения, приводя в действие посредством колонны штанг, находящийся на глубине, скважинный штанговый насос. При этом, угол g между V-образно расположенными ветвями каната за каждый цикл работы привода меняет свое значение от большего к меньшему при ходе ходовой траверсы вверх и, наоборот, от меньшего к большему при ходе ее вниз. 
   Такое изменение угла между V-образно расположенными ветвями каната, наличие оптимального дезаксиала оказывает значительное положительное влияние на характер изменения крутящего момента на кривошипе, создаваемого скважинной нагрузкой, действующей на ходовую траверсу привода, приближая закон изменения этого крутящего момента к синусоидальному, поддающемуся более полному погашению (уравновешиванию) его кривошипным уравновешиванием, изменяющимся за цикл строго по синусоиде.  В результате этого остаточный после уравновешивания крутящий момент, воспринимаемый редуктором в приводах ПНКШ, при прочих равных условиях, снижается более, чем на четверть, а во многих случаях и на треть, не только по отношению к своему предшественнику, безбалансирному кривошипному приводу типа СБМ, но еще в большей степени по отношению к обычным (стандартным) балансирным станкам-качалкам.   

Из  сказанного следует, что удельная длина  хода, приходящаяся на каждый кНм крутящего момента на редукторе, в приводах ПНКШ, при прочих равных условиях, примерно в 1,5 раза больше, чем в обычных (стандартных) балансирных станках-качалках.    Это обстоятельство, а также компактность кривошипно-шкивного преобразующего механизма, позволяет, при той же мощности, по крутящему моменту редуктора реализовать длинноходовые приводы типа ПНКШ с длиною хода до 6 м, при этом горизонтальные габариты этих станков не превышают габариты балансирных станков-качалок с длиною хода в полтора раза меньшей. 
   Значительное снижение и выравнивание крутящего момента на редукторе, практическое отсутствие отрицательных его значений ведет к существенному снижению эффективной мощности электродвигателя и к одновременному повышению к.п.д. и cos j его работы.

 
   При одинаковой нагрузке на редукторе и  одинаковой скорости откачки (т. е. при  произведении Sn=const) приводы ПНКШ, имея при этом значительно большую длину хода, потребляют электроэнергии примерно в 1,5 раза меньше, чем обычные балансирные станки-качалки, при этом 30-35% экономии электроэнергии достигается за счет совершенства привода, позволяющего обеспечить более высокую степень уравновешивания, и 10-15% - за счет увеличения длины хода, повышающей коэффициент подачи насосной установки и снижающей динамическую составляющую в скважинной нагрузке. Приведенные здесь данные подтверждаются замерами на нефтепромыслах. 
   Полуторакратное увеличение длины хода, с одновременным снижением числа ходов, при сохранении подачи насосной установки в прежнем объеме, более чем в 1,7 раза увеличивает срок службы штанг, связанный с усталостными явлениями в металле, как за счет снижения числа циклов нагружения в единицу времени, так и за счет снижения приведенного напряжения в штангах. Увеличение длины хода и снижение числа циклов работы насосной установки ведет, также, и к увеличению срока службы НКТ и скважинного насоса. 
   Наличие возможности создавать на штанговращателе (в случае его применения) высокие крутящие моменты, без опасения скручивания канатов подвески штанг между собой, исключает отворот штанг и обеспечивает равномерный износ, увеличивая тем самым срок их службы. 
   Увеличение длины хода создает условия для применения стеклопластиковых штанг и полимерных НКТ в глубоких скважинах, а тихоходный режим откачки позволяет более успешно откачивать высоковязкую нефть. 
   Привод имеет высокую технологичность регулирования и обслуживания, включая: 
- механизированный отвод стрелы от устья скважины, при необходимости выполнения подземного ремонта скважины, при этом величина отвода составляет более 1 м; 
- мгновенное торможение привода и последующее механическое стопорение, обеспечивающее безопасное выполнение работ при обслуживании механизмов; 
- удобный доступ к механизму натяжения клиновых ремней; 
- изменение длины хода (перестановка натяжного шкива), перемещение противовесов осуществляется с помощью приспособлений, входящих в комплект поставки. 
   Для установки приводов не требуется сплошного и высокого фундамента, что ускоряет и удешевляет работы по их установке, а сами приводы менее чувствительны к неравномерной осадке фундамента (свай). 
   Значительно меньше габариты, по сравнению с другими кривошипными приводами, позволяют рационально использовать ПНКШ в стесненных условиях морских площадок и при кустовом расположении скважин. 
   Ниже приводится номенклатурный ряд приводов ПНКШ, способных обеспечить подъем жидкости при любых условиях эксплуатации и при самых низких энергетических затратах и самым продолжительным межремонтным периодом работы, по сравнению с другими кривошипными приводами.

Номенклатурный  ряд и краткие  технические данные кривошипно-шкивных  приводов (ПНКШ) скважинного  штангового насоса

Классификация методов бурения. Все методы бурения могут быть подразделены на ударное и вращательное бурение. Установка ударного бурения бурит скважину путем возвратно-поступательного движения (падения и подъема) тяжелой колонны труб бурового инструмента; эти удары крошат породу, а раздробленные частицы породы поднимаются и выносятся из скважины в виде водной суспензии. При вращательном (роторном) бурении проходка горных пород осуществляется тяжелой вращающейся буровой колонной; срезанные у дна (забоя) скважины обломки породы непрерывно поднимаются на поверхность рабочей жидкостью, циркулирующей в скважине под давлением (рис. 4).

. УСТАНОВКА  РОТОРНОГО БУРЕНИЯ, используемая  для бурения на большие глубины.

Под действием веса тяжелой  буровой колонны, которая давит  на долото, и ее вращения долото разрушает  породы и углубляется  в них. При этом бурильщик медленно опускает буровую  колонну, постепенно отпуская подъемный  трос с барабана лебети. При бурении многое зависит от поддержания правильного давления на долото и скорости вращения буровой колонны. Употребляется несколько разных типов буровых долот; одни используются для бурения мягких пород, другие – при проходке более твердых пород. Специальный инструмент предназначается для отбора образцов пород (керна) на забое или из стенок скважины. Скорость проходки при роторном бурении изменяется в широких пределах в зависимости от характера разбуриваемых пород, глубины скважины, качества оборудования и мастерства бурильщика. В плотных известняках или хорошо сцементированных песчаниках скорость проходки не превосходит 30 см/ч, а в мягких отложениях может достигать 24 м/ч. Когда долото снашивается, буровую колонну развинчивают в «свечи» длиной 25–40 м, а после смены изношенного долота свечи вновь соединяют и опускают в скважину.

Эффективность глубокого роторного  бурения зависит  от поддержания подходящей вязкости и плотности  бурового раствора. Этот раствор не только поднимает к поверхности  частицы разбуренной  породы (шлам), но также  выполняет роль смазки и охлаждения колонны  буровых труб и  долота; он же образует глинистую корку на стенках скважины, которая изолирует пористые пласты от проникновения в них бурового раствора. Иногда вместо водного бурового раствора используется раствор на нефтяной основе. Для получения и стабилизации необходимых физических свойств буровых растворов часто используются различные химические реагенты и добавки, такие, как тонкоперетертые порошки тяжелых минералов (обычно барита) и тонкодисперсные коллоидные глины.

Важной  разновидностью вращательного  бурения является бурение с помощью  турбобура. При роторном бурении приводной  двигатель находится  на поверхности земли  и с помощью  ротора приводит во вращение всю колонну  труб с долотом  на забое. При турбинном  бурении двигатель  турбобура с буровым  долотом крепится к низу колонны  труб. В буровую  колонну закачивается буровой раствор, который приводит в движение турбину  и тем самым  вращает долото. Поднимающийся  к поверхности  в затрубном пространстве (между стенками скважины и буровой колонной) буровой раствор, как и при роторном бурении, выносит из скважины шлам и играет роль смазки. В разных горно-геологических условиях и при разных глубинах применяются те или иные виды вращательного бурения и их комбинации.

Крепление скважин. Скважины укрепляют обсадными колоннами для предохранения стенок скважин от обрушения и образования каверн, для изоляции водоносных горизонтов и ограничения тех участков скважины, где могут неожиданно встретиться какие-либо проявления нефти и газа.

Обсадная  колонна образуется из труб большого диаметра, выработанных по определенной технологии. Обсаживание  скважины допускает  некоторую свободу  в выборе диаметра, длины и толщины  труб; отдельные трубы  соединяются друг с другом посредством  муфт с резьбой  и устанавливаются  в скважине по специальному проекту.

При обсадке нефтяной или газоносной скважины обычно используется несколько колонн, которые телескопически вставляются одна в другую и опускаются на различные глубины.

Изоляция  водопритока в скважину. Пластовые воды, которые встречаются при бурении скважин, должны быть изолированы. Они обычно изолируются цементацией пространства между стенкой скважины и обсадной колонной.

Инструменты и методы ловильных (аварийных) работ. Для извлечения из скважины разрушенных или поврежденных частей бурового инструмента, обсадных труб и другого скважинного оборудования часто необходимы специальные инструменты. Смятые части обсадных колонн могут быть отремонтированы в скважине с помощью специальной оправки для ремонта обсадных труб. Оторвавшиеся части труб в скважине могут быть захвачены специальной труболовкой, ершом или овершотом (пружинным захватом), специальным колоколом для ловли обсадных труб или ловильными метчиками.

Направленное  бурение. Обычно планируется бурение вертикальной и прямолинейной скважины, но при бурении часто происходит отклонение от вертикали или ствол скважины изгибается. Существуют специальные скважинные приборы для определения участков такого отклонения. В некоторых случаях, напротив, ставится цель отклонения от вертикали для того, чтобы достичь объекта на расстоянии, отстоящем в несколько десятков или сотен метров по латерали от расположения устья скважины. Таким образом, забой скважины может уходить от устья на километр или более, например, от берега под дно океана, озера или реки.