Характеристика і вибір вибійних двигунів та установок для проведення капітального ремонту свердловин
Удосконалення системи
струмовідводу до електробура Е 164-8 МР
1 ІНФОРМАЦІЙНИЙ ОГЛЯД
.1 Методи підвищення продуктивності пластів
Всі існуючі методи підвищення
продуктивності добувних і прийомистості нагнітальних свердловин направлені або
на зниження гідравлічних опорів в привибійній зоні продуктивного пласта, або на
збільшення депресії на пласт. Для зниження гідравлічних опорів в привибійній
зоні продуктивного пласта, залежно від причин, що їх викликають, застосовують
різні методи дії, з яких найбільш широко поширені кислотні обробки і дія
органічними розчинниками. Для збільшення депресії на пласт застосовують різного
вигляду методи обмеження притоків води в свердловини. [2]
.1.1 Физико-хімічна дія на привибійну
зону продуктивних пластів
В даний час для відновлення і
збільшення проникності привибійної зони пласта широке поширення набули різного
роду кислотні обробки: солянокислотні, пінокислотні, термокислотні,
газокислотні і глинокислотні. Головною метою кислотних обробок є досягнення максимального
нафтовилучення. Це можливо при залученні в експлуатацію низкопроникних і раніше
закольматованих пропластків. Особливу важливість набувають кислотні обробки,
разом з іншими видами дії на привибійну зону продуктивних пластів, при
експлуатації родовищ в складних гірсько-геологічних умовах, коли поклади мають
великі поверхи нефтегазоносності і складені низькопроникними
пісчано-алевролітовими пластами з прослоями глин і аргилітів. По своїй істоті
физико-хімічна дія на привибійну зону не може не приводити до підвищення
продуктивності свердловин. Проте, з огляду на те, що ці процеси є
багатокомпонентними, їх ефективність визначається сумою чинників, залежних від
властивостей об'єкту дії (пласт і свердловина), достовірності причин, що
зумовили зниження продуктивності і відповідності запроектованого методу і його
технології об'єкту. Тому вибір методу дії і технології його здійснення повинні
базуватися на ретельному і багаточинниковому аналізі і вивченні зв'язків між
об'єктом дії - конкретною свердловиною з її геолого-технічною характеристикою і
предметом дії - методом з його механізмом, технологією і регламентом вживання.
До одного з прогресивних методів
кислотних обробок, вживаних в даний час, можна віднести дію на привибійну зону
продуктивного пласта азотною кислотою. Ефективність вживання азотної кислоти і
композицій на її основі забезпечує те, що сама азотна кислота і продукти її
реакції з породою пласта знижують в'язкість нафт з великим змістом
асфальто-смолянистих речовин. Крім того, продукти реакції азотної кислоти з
породою пласта надають деемульгуючу дію на обводнюючу пластову нафту. Проте
різні кислотні склади на основі азотної кислоти, як і чиста азотна кислота,
надзвичайно сильні окислювачі. Використання останньої для кислотних обробок
викликає сильну корозію і руйнування елементів ущільнювачів і устаткування
нафтопромислу.
Тому, якщо одержати продукт на основі
азотної кислоти, якому були б властиві всі її позитивні властивості, окрім
одного - високої корозійної активності, можна з упевненістю сказати про появу
нового напряму в розробці технологічних процесів по кислотній дії на
продуктивний пласт. [2]
.1.2 Методи боротьби з формуванням
парафінистих відкладень в привибійній зоні пластів
Всі відомі методи можна розділити на
два напрями: методи попередження формування парафінистих відкладень і методи їх
видалення. У свою чергу, кожний напрям можна розділити на ряд груп, вживання
яких залежить від технічної озброєності промислів і економічної доцільності
того або іншого методу. Великий розвиток в даний час як у нас в країні, так і
за рубежем одержав напрям по попередженню формування парафінистих відкладень.
По своєму технологічному єству їх можна розділити на ряд груп: гідродинамічні
методи, засновані на підтримці тиску, при якому ще не проходить випадання
парафіну з пластової нафти в привибійній зоні продуктивних пластів; теплові
методи, засновані на підтримці в пласті температури, вище за температуру
плавлення парафіну; і нарешті, хімічні методи, що припускають використання
розчинів полімерів і композицій на їх основі.
Методи видалення парафінистих
відкладень підрозділяються на теплові, що використовують для видалення
парафінистих відкладень енергію різних теплоносіїв і нагрівальних елементів на
найпрогресивніші хімічні методи очищення привибійної зони продуктивних пластів
і промислового устаткування різними хімічними реагентами і їх композиціями.
До теперішнього часу на промислах
Прикарпаття проблема боротьби з парафінистими відкладеннями розв'язувалася, в
основному, шляхом вживання теплових методів. Проте їх вживання приводить до
великих матеріальних і трудових витрат. Так, наприклад, для проведення однієї
термообробки на свердловинах Бистрицкого родовища необхідні одна-дві
паротеплові установки, дві автоцистерни з теплоносієм і бригада робітників. Тривалість
однієї операції складає порядку однієї робочої зміни. Якщо врахувати, що
періодичність теплових обробок складає в середньому 10-15 днів, а кількість
свердловин, що постачають нафту, 14, то доцільність вживання даного методу в
умовах Бистрицького родовища стає очевидною. Тому назріла необхідність в умовах
Прикарпатських родовищ, що добувають високопарафіністу нафту, знайти самі
відповідні і рентабельні методи видалення парафінистих відкладень в привибійній
зоні продуктивних пластів. Такими методами можуть бути хімічні методи
депарафінізації за допомогою різних хімічних реагентів і композицій на їх
основі. Практика вживання цих методів на промислах країни показала доцільність
і рентабельність їх вживання. Проте індивідуальність підходу до вибору хімічних
реагентів і композицій на їх основі ообумовлює необхідність більш глибокого і
детального підходу до вибору найефективніших з них. [2]
.1.3 Методи ізоляції і обмеження
притоків пластових вод в свердловини
Обмеження притоків пластових вод
входить в комплекс заходів щодо збільшення продуктивності свердловин і
підвищення нафтовіддачі пласта.
При проведенні робіт по обмеженню
водопритоків переслідують наступні цілі: скорочення об'ємів попутної води, що
видобувається, збільшення дебіта свердловин по нафті і регулювання процесу
розробки родовища або окремих його блоків, зокрема, шляхом поліпшення характеру
витіснення нафти водою в районі свердловини або групи свердловин. Важливо
відзначити, що кінцевий результат по всіх показниках безпосередньо пов'язаний з
якістю проведення ізоляційних робіт - досягнутою вибірковістю. Так, наприклад,
в НГДУ "Долінанефтегаз" ВАТ "Укрнафта" з 5 проведених в
1990 році операцій по обмеженню водопритоків в свердловинах тільки 2 з них були
успішними. В результаті по двох цих свердловинах вдалося понизити притоки води
на 13305 м3, що склало 0,6% від загального об'єму попутно здобутої
води по НГДУ. В цілому по ВАТ "Укрнафта" в 1990 р. операції по
обмеженню водопритоків проведені на 44 свердловинах, що складає 2% від діючої
фундації. Додатково ж здобуто нафти в результаті проведених операцій 20430
тонн, що складає 0.46% від річного об'єму добичі.
Таким чином, як випливає з
приведеного аналізу, розраховувати на те, що при нинішніх об'ємах використання
заходів щодо обмеження водопритоків і кількості води, що попутно здобувається,
ізоляційні роботи істотно скоротять витрати на підйом вод, немає підстави. До
того ж тут необхідно відзначити і те, що упевнено вибрати свердловину,
обмеження притоків води в якій привиде до позитивного результату, складно.
Виходячи з цього, нами на перший план
висувається мета - збільшення дебіта свердловини по нафті після проведення
заходів щодо обмеження водопритоків.
У разі якісного проведення робіт на
їх результат впливають два чинники: ступінь зниження продуктивності свердловини
і можливість підйомного устаткування.
Пропонована зміна продуктивності
свердловин в результаті ізоляційних робіт, разом з характеристикою роботи
підземного устаткування, повинна враховуватися при обґрунтуванні доцільності
проведення робіт на даній свердловині. Оскільки коефіцієнт продуктивності
свердловини після ізоляційних робіт зменшується, то точка спільної роботи
пласта і підйомника зміщуватиметься у бік великих депресій на пласт. Залежно
від ступеня зменшення коефіцієнта продуктивності при цьому ж підйомному
устаткуванні і режимі його роботи можливе істотне зниження дебіта свердловини,
якщо точка спільної роботи переміщається в область низьких продуктивностей
підйомника. Якщо зміна продуктивності така, що точка спільної роботи переміщається
в області мало змінної продуктивності підйомника, то дебіт свердловини після
ізоляційних робіт зміниться трохи. Для газліфтних свердловин можливе навіть
збільшення дебіта свердловин по рідині, якщо точка спільної роботи
переміщається з області оптимальної витрати робочого агента в область
максимальних продуктивностей. Тому, допускаючи вірогідність зниження
коефіцієнта продуктивності по нафті при переважному його зниженні по воді,
найбільший приріст дебіта свердловини по нафті буде досягнутий, якщо після
ізоляційних робіт точка спільної роботи пласта і підйомника залишатиметься в
області максимальної продуктивності. Менш сприятливі умови, в яких збільшення
депресії на пласт приведе до різкого зниження продуктивності підйомника. В
цьому випадку падіння дебіта свердловини по рідині складно компенсувати
зменшенням обводнення продукції, дебіт свердловини по нафті виявиться нижче,
ніж до проведення ізоляційних робіт, навіть якщо частка нафти в продукції буде
збільшена. [2]
1.2 Аналітичний огляд існуючих конструкцій мобільних бурових
установок для підземного ремонту свердловин
Для підземного ремонту свердловин, які не обладнанні
стаціонарними вишками, застосовують підіймальні установки - агрегати. які
являють собою змонтовану на транспортній базі лебідку, вишку з талевою системою
та іншим обладнанням й інструментом. З їх допомогою при підземному ремонті на
свердловинах проводяться операції, пов’язані із спуском або підйомом
свердловинного експлуатаційного обладнання, яке знаходиться в середині
свердловини, а також обладнання різного типу, яке використовується при
проведенні технологічних операцій. Застосовувані при підземному ремонті
агрегати поділяють на агрегати, які призначенні для поточного і капітального
ремонтів. Останні мають більш високу вантажопідіймальність і крім обладнання,
призначеного для поточного ремонту можуть бути обладнанні також промивочним
насосом, ротором, вертлюгом та іншими пристроями для обертання колони
Установка тракторна підіймальна
УПТ-1-50 призначена для спускопідйомних робіт з насосними штангами,
насосно-компресорними і бурильними трубами в процесі поточного і капітального
ремонту свердловин, не обладнаних стаціонарними вежами.
Установка, змонтована на тракторі
Т-130МГ-1, складається з телескопічної двухсекціоної вежі висотою 19 м і
однобарабанного лебідочного блоку з приводом від двигуна трактора.
Технічна
характеристика:
Вантажопідйомність, т 50;
Потужність приводу, кВт 117,6;
Габаритні розміри, мм
11100х2475х4090;
Маса, кг 24530.
Агрегат А-50У призначений для
спускопідйомних операцій при поточному і капітальному ремонті свердловин
глибиною до 3500 м з укладанням труб на містки, розбурювання цементної пробки в
колонах діаметром 141-168 мм і їх промивання.
Таблиця
1.2.1
Характеристика агрегату А-50У при оснащенні талевої системи
4х3
|
Швидкість
|
Швидкість каната,
м/с
|
Швидкість талевого
блоку, мм
|
Частота обертання
вала барабана, об/хв
|
Вантажопідйомність,
т
|
|
I
|
1,088
|
0,181
|
39,8
|
50,0
|
|
ІІ
|
1,9
|
0,317
|
69,8
|
34,5
|
|
ІІІ
|
4,17
|
0,695
|
153,0
|
12,6
|
|
IV
|
7,8
|
1,215
|
268,0
|
7,5
|
Агрегат складається з трансмісії,
двобарабанної лебідки (піднімальний і тартальный барабани), телескопічної вежі
з талевою системою, ротора з гідроприводом, компресора, гідродомкратів підйому,
вежі і системи керування агрегатом і лебідкою. Вантажопідйомність агрегату при
роботі піднімального барабана лебідки й оснащенню талевої системи 4х3.
Максимальний натяг підіймального каната - 100 кн, тартального
- 73 кн, діаметр талевого каната 25 мм, тартального - 13 мм.
Телескопічна щогла в робочому
положенні має кут нахилу 6°, висота її до осі чотирьохроликового кронблока, що
має спеціальний ролик для тартального каната, 22 400 мм.
Керування механізмами агрегату,
оснащеного обмежником підйому крюкоблока, пневматичне від компресора М-155-2.
Охолодження гальм підіймального і тартального барабанів повітряне.
Привід навісного устаткування
агрегату і промивного насосу здійснюється від ходового двигуна автомобіля
КрАЗ-257 при роботі на прямій передачі. Добір потужності здійснюється від
розподільної коробки автомобіля.
Частота обертання вала і потужність
ротора приведені нижче.
Швидкість І, ІІ;
Частота обертання, про/хв 40, 70;
Потужність гідравлічного двигуна
М-20, квт 23,5, 44.
Максимальний тиск у гідросистемі
приводу ротора 13 МПа, а робочий 8 МПа.
Промивний насос 9 МГР змонтований на
двохосьовому автопричепі 2ПН-2. Максимальний тиск насоса дорівнює 16 МПа при
подачі 6,1 дм3/с. Максимальна подача 9,95 дм3/с і
забезпечується при тиску 6 МПа.
Габаритні розміри агрегату (у мм):
довжина - 12 460, ширина - 2650, висота - 4160, маса агрегату без насосного причепа
22 400 кг, маса насосного причепа 4124 кг.[1]
Агрегат АзІНМАШ 37-а максимальною вантажопідйомністю 32 т,
змонтований на шасі автомобіля Краз-255Б, призначений для поточного ремонту
сверловин глибиною до 2900 м. Привід навісного устаткування лебідки здійснюється
від тягового двигуна автомобіля ЯМЗ-238 потужністю 176 квт при частоті
обертання вала 2100 про/хв через коробку швидкостей і розподільну коробку
автомобіля.
Агрегат комплектується автоматом
АПР-2ВБ або АПР-ГП (гідропривідний) при використанні НКТ і автоматом АШК-Т -
при використанні штанг.
Вежа зварна, решітчаста,
телескопічна, двохсекційна з відкритою передньою гранню. Забезпечена вона
обмежниками підйому верхньої секції і підйому крюкоблока. При досягненні
крюкоблоком критичного верхнього положення обмежник відключає фрикціон лебідки
і включає гальмо.
Талева система складається з
одноосьового чотирьохроликового кронблока і крюкоблока 2КРБ2х28 (двохроликового
талевого блока і трирогового гака з амортизаційною пружиною).
Гідравлічна система забезпечує підйом
вежі і домкратів задньої опори, а також служить приводом для лебідки висування
верхньої секції вежі й автомата АПР-ГП для згвинчування і розгвинчування НКТ.
Пневматична система призначена для
керування муфтами вмикання барабана, гідронасоса, дистанційного керування
зщепленням двигуна, керування гальмом при спрацюванні протизатискувача.
Керування гальмовим пристроєм лебідки - ручне з пневматичним підсилювачем від
ножної педалі. Відстань від осі опорних домкратів домкратів до центру
свердловини повинне бути 1500 мм. Оснастка талевої системи 3х2, максимальний
діаметр каната 21,5 мм.
Габаритні розміри агрегату
10180х2700х4000 мм, маса його 19 600 кг, у тому числі заправлення 300 кг.
Освітлення агрегату, робочої площадки
і містків здійснюється вибухобезпечними світильниками ФВН-64-1 і ФВН-64-2 з
подачею енергії від базового генератора або від мережі через трансформатор і
вирівнювач.
Установка для поточного капітального ремонту свердловин
КОРО-80. Комплекс використовується при спуско-підйомних операціях з них та
бурильними трубами при розбурюванні цементних мостів, ловильних роботах,
фрезеруванню, нагнітанні в свердловину рідин і проведенню робіт по капітальному
та поточному ремонті до 5000м.
Таблиця 1.2.2
Технічна характеристика агрегату
Азинмаш-37А
|
Номінальна
вантажопідйомність, т
|
28
|
|
Максимальна
вантажопідйомність, т
|
32
|
|
Діаметр бочки
барабанам, мм
|
420
|
|
Довжина бочки
барабана, мм
|
809
|
|
Діаметр гальмового
шківа, мм
|
1000
|
|
Число гальмових
шківів
|
1
|
|
Число гальмових
стрічок
|
1
|
|
Ширина стрічки, мм
|
120
|
|
Охолодження гальма
|
Повітряне,
примусове
|
|
Висота вишки від
землі до осі кронблока, м
|
18
|
|
Висота підйому
гака, м
|
12
|
Комплекс складається з трьох блоків: самохідної підйомної
установки УПА-80, змонтованої на чотирьохвісному автомобілі МАЗ-537 високої
прохідності, насосного блоку БНП-15 Гр, змонтованому на двовісному причепі
МАЗ-8926. [1]
КОРО-80 комплектується малогабаритним ротором р-200,
промивочним вертлюгом ВП-80х200, механізованими ключами КгП з гідроприводом
(для бурильних труб діаметрами 73 та 89 мм), механізованими ключами АПР-ГП для
насосно-компресорних труб і комплектом інструмента для спуско-підйомних
операцій.
Установка для ремонту свердловин TW 125 СА-А6-МАЗ 547
змонтована на автошасі МАЗ 547 з двигуном Caterpillar при 3408 С-DITA 505
СР/200 об/хв. І трансмісією Allison м/s 5000 С з конвертом ТС 6800.
Технічна характеристика:
Максимальна робоча вантажопідйомність на крюку
(з відтяжними дошасі), тс125
Статична вантажопідйомність вежі (з відтяжками до шасі),
тс150
Максимальна довжина підіймальних труб, м18
Діаметр талевого канату, мм25
Кількість передач на лебідці5 + 1 R
Максимальна робоча глибина для підземного ремонту свердловини
НКТ 2 7/8΄΄, м7100
НКТ 3 1/2΄΄, м6700
НКТ 4 1/2΄΄, м4800
ремонту свердловин з трубами 2 7/8΄΄,
м5200
ремонту свердловин з трубами 3 1/2΄΄,
м4800
ремонту свердловин з трубами 4 1/2΄΄,
м3500
Висота вежі, м33,4
Максимальна швидкість вітру з максимальним
навантаженням на крюку, км/год 70
без навантаження на крюку, км/год120
Рівні установки балкона верхнього робочого:
рівень І, м15,3
рівень ІІ, м16,5
рівень ІІІ,м17,7
рівень IV, м21,4
Ємність для складання свічок 18 м для:
БТ 4 1/2΄΄, м3000
БТ 3 1/2΄΄, м4000
Робоча температура, °С29 ÷
49
Силовий блок установки САТ 3408 С-РІТА 505 к.с/2100 об/хв.
Автошасі МАЗ 547
тип автошасі МАЗ 547;
двигун - тип ЯМЗ;
потужність 350 к.с/2100 об/хв;
гідродинамічна трансмісія 8401/10-14
кількість швидкостей 4 + 2R;
міжосьова відстань 2300;
формула коліс 12х12.
При даному обладнанні і інструменті цією установкою можливо
виконувати слідуючи операції:
– підйом та спуск НКТ;
– підйом та спуск глибинних насосів;
– фрезерування;
– буріння;
– нагнітання в свердловину рідини та проведення робіт
по капітальному ремонту свердловини до 7100 м.
Установка УПА 60А (60х80) призначена для освоєння, підземного
та капітального ремонту свердловин, виконує операції:
– розбурювання цементних пробок в трубах діаметром 146-168
мм (5-6΄΄);
– спуск і підйом НКТ і бурильних труб, промивка
свердловин;
– встановлення експлуатаційного обладнання на усті
свердловини;
– проведення ремонтних робіт і робіт по ліквідації
аварій.
Всі механізми установки, за виключенням промивочного насоса
монтуються на шасі автомобіля КрАЗ-65101.[1]
.3 Аналітичний огляд вибійних двигунів, що застосовуються при
КРС
1.3.1 Турбобури
Турбобур є забійний гідравлічний двигун з багатоступінчатою
турбіною. Гідравлічна енергія потоку бурового розчину приводить в обертання
вал, сполучений з валом шпінделя і долотом. Для різних умов буріння вітчизняна
промисловість випускає турбобури, що розрізняються по діаметру, числу секцій,
розташуванню і конструкції опор і пристрою турбінних апаратів. Уніфікована
секція турбобура, вживана для одно- і багатосекційних турбобурів, не має
осьової опори, а осьові навантаження сприймаються опорою, розташованій в секції
шпінделя.
Рисунок 1.3.1 - Уніфікована турбінна
секція турбобура ЗТСШ-195
Уніфікована турбінна секція турбобура
ЗТСШ-195 (рисунок 1.3.1) складається з перевідника 1, згвинченого на конусному
різьбленні з корпусом 8, в якому знаходяться пакети статорів гідрогальма 7 і
турбіни 10, що стискаються регулювальними кільцями 11 і фіксуються нижнім
перевідником 12. Цей перевідник забезпечений ніпелем з конусним замковим
різьбленням, до якого приєднується друга секція турбобура або секція шпінделя,
а при транспортуванні нагвинчується ковпак
Група деталей, що обертається:
регулююче кільце 3, втулки ущільнення 4 і розпір 5, радіальні опори середня і
верхня 6 і пакети роторів гідрогальма 7 і турбіни 10, закріплені на валу секції
9 стягнутою напівмуфтою 2.
У багатосекційних турбобурах вали
секцій з'єднуються за допомогою конусних або шліцьових муфт на різьбах з
невеликим кутом конусності.
Рисунок 1.3.2 - Ступінь секції
турбобура
Турбіна складається з великого числа
ступенів (до 370). Кожен ступінь (рисунок 1.3.2) складається із статора із
зовнішнім 2 і внутрішнім 3 ободами, між якими розміщені лопатки 4, і ротора,
обід 1 якого забезпечений лопатками 5. Лопатки статора і ротора розташовані під
кутом один до одного, унаслідок чого потік рідини, що поступає під кутом з
каналів статора на лопатки ротора, міняє свій напрям і тисне на них. В
результаті цього створюються сили, прагнучі повернути закріплений на валу ротор
в один бік, а закріплений в корпусі статор - в інший.
Далі потік розчину з каналів ротора
знов поступає на лопатки статора другого нижче розташованого ступеня, на
лопатки її ротора, де знов змінюється напрям потоку розчину. На роторі другого
ступеня також виникає момент, що крутить. В результаті розчин під дією енергії
тиску, що створюється буровим насосом, розташованим на поверхні, проходить всі
ступені турбобура. У багатоступінчатій турбіні розчин рухається уздовж її осі.
Активний крутний момент, створюється кожним ротором, підсумовується на валу, а
реактивний (рівний по величині і протилежний по напряму), створюваний на
лопатках статора, підсумовується на корпусі турбобура.
Реактивний момент через корпус
турбобура передається сполученій з ним бурильній колоні, а активний - долоту.
На створення крутного моменту перепад тиску, що спрацьовує в турбобурі, складає
від 3 до 7 Мпа, а іноді і більш. Це є великим недоліком турбобура, що поглинає
значну частину енергії, що створюється насосом і витрачає її на обертання
долота, а не на очищення і ефективне руйнування забою свердловини, що практично
виключає можливість застосування доліт гідромоніторів.
.3.2 Гвинтовий вибійний двигун
Гвинтовий двигун є забійний агрегат
(рисунок 1.3.3) з гідравлічним об'ємним двигуном, що приводиться в дію потоком
бурового розчину, який закачується в бурильну колону з поверхні
насосами.
Гвинтовий двигун складається із
статора і ексцентрично розташованого гвинтового ротора, що є як би зубчатою
парою з внутрішнім зачепленням з гвинтовими зубами. Число зубів статора
на один більше зубів ротора, що дозволяє йому здійснювати планетарний рух, як
би обкатуючись по зубах статора: вісь ротора при цьому рухається по колу
діаметром, рівним подвійному ексцентриситету е. Для з'єднання ротора з валом
шпінделя, співісного розташованого з корпусом, служить кульова двохшарнірна
муфта, компенсуюча ексцентриситет.
Шпіндель гвинтового двигуна схожий по
конструкції з шпінделем турбобура. Він укріплений на радіальних резинометалевих
підшипниках і забезпечений кульовою п'ятою для сприйняття осьового
навантаження. Вал шпінделя - порожнистий, у верхній частині забезпечений
каналами для проходу рідини до долота, що приєднується через перевідник до
нижньої частини валу двигуна. Корпус останнього через перевідник прикріпляється
до нижньої частини бурильної колони.
Рисунок 1.3.3 - Гвинтовий вибійний
двигун: 1, 6, 7 - верхній, середній і нижній перевідники; 2 - переливний
клапан; 3 - ротор; 4 - статор; 5 - двохшарнірне з'єднання; 8 - сполучна муфта;
9 - корпус шпінделя; 10 - упорна багаторядна кульова опора; 11 - радіальний
підшипник; 12 - вал шпінделя; 13 - ніпель; 14 - наддолотний перевідник.
Гвинтові двигуни і насоси мають ряд
переваг, що дозволило використовувати їх як гідравлічні забійні двигуни:
відсутність клапанних і золотникових
розподільників потоку рідини;
відсутність відносного переміщення
деталей пари, що труться, ротор - статор;
безперервна зміна положення лінії
контакту робочих органів при обертанні ротора дозволяє потоку бурового розчину
видаляти абразивні частинки з камер і шлюзів.
.3.3 Електробури
Електробур служить для приводу в
обертання долота. Він є забійним агрегатом з електричним двигуном трифазного
змінного струму. Електроенергія до нього передається з поверхні по кабелю,
розташованому усередині колони бурильних труб. Устаткування на установці при
бурінні електробуром застосовується в основному таке ж, як і при бурінні
роторним або турбінним способом. Електробурами бурять свердловини глибиною до
5000 м.
Декілька відмінною є схема
електропостачання електробурової установки. Силовий трансформатор потужністю
630 КВт з номінальним струмом 155 А має дві вторинні обмотки. Одна з них
служить для живлення електробура і має 25 ступенів регулювання напруги в межах
1100- 2300 В. Друга вторинна обмотка напругою 525 В призначена для живлення
електродвигунів приводу лебідки і ротора.
На установці застосовується додатково
комплектний пристрій для включення і захисту електробура, вимірювання
електричних параметрів і сигналізації про стан електробура. Цей пристрій
складається із станції управління, навісних шаф, вольтметра і трьох
амперметрів, блоку вимірювання опору ізоляції системи токопроводу - електробур
і кнопки для включення і виключення електробура.
Рисунок 1.3.4 - Схема живлення
електробура по системі два дроти - труба
На рисунку 1.3.4(а) показана
компоновка бурильної колони з електробуром, що складається з асинхронного
трифазного електродвигуна 8 змінного струму з короткозамкненим ротором,
редуктора-вставки 9 для зниження частоти обертання, шпінделя 10 для сприйняття
осьових навантажень, до якого приєднується долото 11. Двигун електробура
сполучений з пристроєм для контролю його ізоляції 7.
У бурильну колону також входять УБТ 6
і бурильні труби 5, зворотний клапан 4, привідна труба 3, усередині яких
розташований кабель, що підводить електроенергію до електробура. Струм до
електровертлюга 2 поступає від силового трансформатора. Бурильна колона
сполучена із звичайним вертлюгом 1, підвішеним на крюку до талевої системи
бурової установки.
На рисунку 1.3.4(б) показана схема
підведення струму до електробура по системі два дроти - труба (ДПТ), третій
дріт електродвигуна сполучений з колоною труб.
Тиск на долото для руйнування породи
так само, як і при роторному бурінні, створюється нижньою частиною бурильної
колони, яка сприймає реактивний момент. Розбурена порода виноситься на поверхню
буровим розчином по кільцевому простору між стінками свердловини і бурильною
колоною. Буровий розчин, що нагнітається насосами через вертлюг всередину
колони бурильних труб з кабелем, підводиться до електродвигуна і по його
порожнистому валу через отвори у валах редуктора вставки і шпінделя поступає до
долота. Двигун, редуктор і підшипники шпінделя наповнені маслом і мають систему
захисту від проникнення всередину бурового розчину.
Перевагами електричного двигуна в
порівнянні з гідравлічним є: незалежність частоти обертання від навантаження на
долото, моменту і інших параметрів від кількості рідини, що подається, її
щільності і фізичних властивостей і глибини свердловини; постійність частоти
обертання, велика перевантажувальна здатність електродвигуна; можливість
контролю кривизни, відхилення стовбура свердловини і процесу роботи з поверхні
землі. До недоліків електродвигуна відносяться необхідність одночасної подачі до
забою двох видів енергії - електричної і гідравлічної і складність конструкції.
2. ОПИС ТЕХНОЛОГІЧНОГО ОБЛАДНАННЯ
.1 Гвинтовий вибійний двигун
За прототип приймаємо вибійний гвинтовий двигун Д1-95. Він
відноситься до машин об'ємної (гідростатичної) дії. За принципом дії гвинтової
вибійний двигун являє собою планетарно-роторну гідравлічну машину об'ємного
типу з внутрішнім косозубим зачепленням.
Двигун містить ротор і статор,
поперечний переріз яких показано на рисунку
Сталевий статор усередині має привулканізовану
гумову обкладку з гвинтовими зубами лівого напрямку. На сталевому роторі
нарізані зовнішні гвинтові зуби також лівого напрямку. Число зубів ротора на
одиницю менше числа зубів статора, у результаті чого для здійснення зачеплення
вісь ротора зміщена щодо осі статора на величину ексцентриситету, рівну
половині висоти зуба. Кроки гвинтових ліній ротора і статора прямо пропорційні
числу зубів. Спеціальний профіль зубів ротора і статора забезпечує їхній
безупинний контакт між собою, утворюючи на довжині кроку статора одиничні
робочі камери.
Промивна рідина, що надходить у
двигун від насосів бурової установки, може пройти до долота тільки в тому
випадку, якщо ротор повертається щодо статора, обкатуючись під дією
неврівноважених гідравлічних сил.
Ротор, роблячи планетарний рух,
повертається по годинниковій стрілці (абсолютний рух), у той час як геометрична
вісь ротора переміщається щодо осі статора проти годинникової стрілки
(переносний рух).
За рахунок різниці в числах зубів
ротора і статора переносний рух редукується в абсолютне з передаточним числом,
рівним числу зубів ротора, що забезпечує знижену частоту обертання і високий
крутний момент на виході.
Загальний вигляд двигуна показаний на
рисунку 2.1.1.
Рисунок 2.1.1 - Двигун гвинтовий вибійний: 1 - секція
двигуна, 2 - секція шпінделя
Гвинтовий вибійний двигун Д1-95 має в
своєму складі наступні елементи.
Переливний клапан призначений для
зливу промивної рідини з бурильних труб при підйомі колони з гвинтовим вибійним
двигуном, а також для заповнення бурильної колони при спуску.
Клапан виконаний у виді окремого
вузла і приєднується до секції двигуна на замковому різьбленні 3-171 ГОСТ
5286-75. Пристрій клапана показаний на рисунку 2.1.2.
Рисунок 2.1.2 - Переливний клапан:
- перевідник; 2 - корпус; 3 - камера;
4 - сідло; 5 - стержень; 6 - тарілка; 7 - фланець; 8 - гайка; 9 - упор; 10 -
кільце регулювальне; 11 - шайба; 12 - манжета; 13 - пружина; 14 - гайка; 15 -
кільце ущільнювальне; 16 - кільце ущільнювальне; 17 - штифт; 18 - дріт
обв'язувальний; 19 - кільце регулювальне.
У вихідному положенні клапан під
впливом пружини 13 відкритий, і промивна рідина може вільно переливатися з
бурильної колони в затрубний простір і назад (при виключених бурових насосах).
При включенні насоса за рахунок
швидкісного напору рідини тарілка клапана з манжетою 12, переборюючи опір
пружини 13, переміщається вниз і закриває клапан, роз'єднуючи внутрішню
порожнину від затрубного простору.
Промивна рідина через отвори в камері 3 надходить у двигун.
При припиненні подачі рідини від насосів під дією пружини 13 клапан
відкривається. Карданний вал (рисунок 2.1.3) служить для передачі крутного
моменту і осьового гідравлічного навантаження з ексцентрично (планетарно)
обертового ротора на вал шпиндельної секції.
Рисунок 2.1.3 - Карданний вал: 1 - напівмуфта; 2 - гайка; 3 -
планка; 4 - кільце; 5 - манжета; 6 - ролик; 7 - втулка; 8 - обійма; 9 - вал.
У торцях напівмуфт 1 і вала 9 виконані кільцеві канавки, у
яких із зазором розміщені обойми 8. Ролики 4 встановлені в радіальних отворах
напівмуфт, обойм і вала також з визначеним зазором. Герметизація внутрішньої
порожнини шарнірів здійснюється манжетами 5 і гайками 2.
Осьове навантаження сприймається
торцями напівмуфт і вала. При роботі двигуна осі напівмуфт роблять прецесійний
рух щодо осі вала; при цьому ролики перекочуються без ковзанні, по поверхні
отворів елементів карданного вала.
Шпиндельна секція (рисунок 2.1.4)
служить для передачі осьового зусилля з бурильних труб на долото і містить у
собі багаторядний упорно-радіальний кульковий підшипник, три радіальні
гумометалеві опори, сальник торцевий (чи сальник з гумовими кільцями),
змонтовані в корпусі, перевідники.
Рисунок 2.1.4 - Секція шпиндельна:
- перевідник нижньої секції; 2 - муфта; 3 - втулка
регулювальна; 4 - кільце регулювальне; 5 - втулка підкладна; 6 - опора нижня; 7
- втулка нижньої опори; 8 - сальник торцевой; 9 - кільце; 10-вал шпинделя; 11 -
втулка підкладна; 12 - кільце; 13 - пакет упорних підшипників; 14 - втулка
упорна; 15 - кільце; 16 - втулка кільця ущільнюючого; 17 - втулка регулювальна;
18 - втулка завзята; 19 - перевідник; 20 - гайка; 21 - перевідник; 22 - корпус.
Багаторядний упорно-радіальний кульовий підшипник сприймає
осьове і частково радіальне навантаження; Радіальні гумо-металічні опори
сприймають радіальне навантаження.
Рисунок 2.1.5 - Сальник торцевий: 1 - втулка-шестерня; 2 -
кільце; 3 - штифт; 4 - пружина; 5 - втулка; 6 - втулка; 7 - втулка; 8 - гвинт;
9 - кільце ущільнювальне.
Технічна характеристика гвинтового
вибійного двигуна Д1-195 наведено в таблиці 1.
Сальник торцевий (рисунок 2.1.5)
служить для запобігання перетікання промивної рідини через осьову опору
шпиндельної секції при створенні великих перепадів тиску на долоті. Елементи,
що ущільнюють, виконані у виді твердосплавних контактних кілець, що
притискаються друг до друга пружинами 4. Одне з кілець закріплено на валу, а
інше - у корпусі.
Втулка 7 має внутрішні зуби, що
знаходяться в зачепленні з зовнішніми зубами втулки-шестірні 1, завдяки чому
виключається їхній взаємний поворот і мається можливість щодо осьового
переміщення, обумовленого зношенням підшипників шпиндельної секції і зношенням
твердосплавної торцевої пари сальника.
Центратор служить для обмеження
амплітуди поперечних коливань нижньої частини шпиндельної секції і додання
напрямку долоту.
Технічна характеристика гвинтового
вибійного двигуна Д1-95:
|
Кінематичне
відношення
|
9:10
|
|
Витрата бурового
розчину, л/с
|
25...35
|
|
Частота обертання
вала, с"1
|
1,5...1,9
|
|
Перепад тиску, МПа
|
4,3...6,7
|
|
Момент сили на
валу, кНм
|
5,2...7,2
|
|
Максимальна
потужність, кВт
|
50...85
|
|
Діаметр доліт, які
використовуються, мм
|
215,9...244,5
|
|
Зовнішній діаметр,
мм
|
95
|
|
Довжина, мм
|
6535
|
|
Маса, кг
|
1100
|
|
Приєднувальні
різьби ГОСТ 5286-75:
|
|
|
до бурильних труб
|
3-147
|
|
до долота
|
3-117
|
.2 Установки для проведення КРС
Установка УБВ600 (рис. 2.2.1.)
призначена для буріння структурно-пошукових свердловин обертальним способом з
очищенням забою свердловини промивкою.
Установка складається з трьох
основних блоків: лебідко-щоглового, насосного блоку і робочого майданчика з
містками і стелажами для труб. Лебідко-щогловий і насосний блоки, змонтовані на
шасі автомобіля КрАЗ, приводяться в дію від його двигуна.
На рамі лебідко-щоглового блоку
встановлені щогла з помостами, лебідка, роздаточний редуктор, трансмісія
приводу лебідки, гідродомкрати підйому щогли, компресор, пневматичні і
гідравлічні пристрої. [3]
Відбір потужності на механізми
лебідко-щоглового блоку виконується від трансмісії автомобіля через коробку
відбору потужності, сполучену карданною передачею з роздаточним редуктором.
Привід компресора, маслонасоса, живлячого гідродомкрати підйому щогли,
гідророзкріплювача і гідромотора пристрою забурки шурфу - від роздаточного
редуктора. Привід лебідки - через карданну передачу, трансмісію і ланцюгову
передачу. Привід бурового ротора, встановленого на робочому майданчику, - від
валу барабана лебідки ланцюговими передачами через проміжний вал.
На рамі насосного блоку змонтовано
два бурові насоси зі всмоктуючими і напірними лініями, центральний і спарюючий
редуктори, трансмісія, електрогенератор, резервний компресор, системи
пневматичного управління, пневматичні і електричні пристрої.
Відбір потужності на механізми
насосного блоку здійснюється від трансмісії автомобіля через коробку відбору
потужності, зв'язану карданою передачею з центральним редуктором. Привід
електрогенератора від центрального редуктора через клинові ремені. Привід
спарюючого редуктора і трансмісії - від центрального редуктора через шино -
пневматичні муфти. Привід бурових насосів - від трансмісії і спарюючого
редуктора через клинореміну передачу. Привід резервного компресора - від
індивідуального електродвигуна.
Рисунок 2.2.1 - Бурова установка УБВ
- 600: 1 - лебідко-щогловий блок; 2 - насосний блок; 3 - компресор; 4 -
генератор; 5 - трансмісія насосного блока; 6, 7 - бурові насоси; 8 - робоча
площадка; 9 - пристрій забурки шурфу; 10 - мостки; 11 - стелажі для труб; 12 -
підсвічник; 13 - ротор; 14 - пульт керування; 15 - бурова лебідка; 16 -
допоміжна лебідка; 17 - компресор; 18 - трансмісія лебідко-щоглового блока; 19
- маслобак.
Спарюючий редуктор сполучений
карданною передачею з трансмісією лебідко - щоглового блоку, що забезпечує
привід всіх механізмів бурової установки від будь-якого з двох двигунів у разі
виходу з ладу або зупинки на профілактику одного з них.
Для буріння лебідко - щогловий і
насосний блоки встановлюють на фермах. Висота підроторної підстави - достатня
для монтажу противикідного устаткування.
Барабан лебідки має чотири діапазони
частоти обертання. Зміна кожного діапазону проводиться введенням в зачеплення
відповідної пари шестерень коробки відбору потужності і включенням відповідної
шино - пневматичної муфти лебідки. Ротор має п'ять діапазонів частоти
обертання: два робочих і три допоміжних. Зміна робочих частот обертання
проводиться введенням в зачеплення відповідної пари шестерень коробки відбору
потужності, а допоміжних введенням в зачеплення відповідної пари шестерень
коробки зміни передач автомобіля. [15]
Для механізації допоміжних робіт
бурова установка обладнана електролебідкою, гідророзкріплювачем, підвісними
ключами для труб і пристроєм для їх підвіски, трубним візком і зварювальним
трансформатором.
Електролебідка може бути використана
при монтажі бурової в установки для підтягання і підйому вантажів, а також під
час буріння для згвинчення і розгвинчування різьбових з'єднань труб, викиду
труб на містки або підтягання їх до ротора, відведення ротора від гирла
свердловини при спуску обсадних труб великого діаметра і інших робіт.
Самохідність основних блоків і
габарити допоміжного устаткування, розрахованого на транспортування
універсальним автотранспортом, забезпечують перебазування основного
устаткування бурової установки за один рейс.
Управління установкою здійснюється з
пульта, на якому розміщено органи оперативного управління і прилади контролю
процесу і режиму роботи механізмів установки.
Технічна характеристика установки:
|
Шифр
|
УБВ - 600Н
|
|
Тип
|
Самохідний
|
|
Вантажопідйомність,
тс
|
|
|
максимальна
|
50
|
|
номінальна
|
32
|
|
Глибина буріння, м
|
2000
|
|
Діаметр буріння, мм
|
|
|
початковий
|
346
|
|
кінцевий
|
118
|
|
Транспортна база
лебідко-щоглового та насосного блоків
|
Автомобіль КрАЗ -
250
|
|
Привід механізмів
|
Двигун базового
автомобіля КрАЗ, потужністю 240 лс при 2100 об/хв.; ЯМЗ-238
|
|
Потужність силового
приводу (розрахункова), лс
|
|
|
лебідко - щоглового
блоку
|
170
|
|
насосного блоку
|
170
|
|
Довжина свічі, м
|
12
|
|
Швидкість підйому,
м/сек.
|
|
|
мінімальна
|
0,181
|
|
максимальна
|
1,215
|
|
Лебідка
|
Однобарабанна з
ланцюговим приводом двострічковим гальмом.
|
|
Натяг каната
(максимальний), то
|
9,8
|
|
Оснастка талевої
системи
|
3х4
|
|
Висота щогли до осі
кронблока, м
|
22,4
|
|
Кронблок
|
Чотирьох роликовий
|
|
Ротор
|
Р 360
|
|
Частота обертання
стола ротора, об/хв.
|
|
|
робоча
|
105 та 183
|
|
допоміжна
|
30,54 та 254
|
|
Потужність, що
передається ротором, л.с.
|
120
|
|
Прохідний отвір
стола, мм
|
360
|
|
Промивний насос
|
УНБ - 125
|
|
Кількість наосів
|
2
|
|
Робоча площадка
|
Двосекційна, зварна
з профільного прокату
|
|
Габарити площадки,
мм:
|
|
|
довжина
|
5000
|
|
ширина
|
4400
|
|
висота
|
2200
|
|
Містки із стелажами
|
Двосекційні, зварні
з профільного прокату
|
|
Полати
|
Консольні, зварні з
профільного прокату
|
|
Кількість магазинів
для труб, шт
|
2
|
|
Діаметр труб, мм
|
73 - 89
|
|
Джерело енергії для
освітлення допоміжного обладнання
|
Сінхроний
електрогенератор ЕСС-5-83-6-МІОІ
|
|
Потужність
генератора, кВа
|
30
|
|
Напруга, вольт
|
400/230
|
|
Частота обертання
ротора
|
1000
|
|
Габаритні розміри
лебідко-щоглового блоку в транспортному положенні, мм
|
|
|
довжина
|
13000
|
|
ширина
|
|
висота
|
4160
|
|
Габаритні розміри
насосного блоку в транспортному положенні, мм
|
|
|
довжина
|
10000
|
|
ширина
|
3000
|
|
висота
|
3250
|
|
Маса
лебідко-щоглового блоку в транспортному положенні, кг
|
22610
|
|
Навантаження на
передню вісь, повне
|
4720
|
|
Навантаження на
задню теліжку, повне
|
17890
|
|
Маса насосного
блоку в транспортному положенні, кг
|
20880
|
|
Навантаження на
передню вісь, повне
|
4310
|
|
Навантаження на
задню теліжку, повне
|
16570
|
|
Маса комплекту з
пристосуваннями та запчастинами, кг
|
70500
|
3. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБҐРУНТУВАННЯ
Принцип дії гвинтового вибійного двигуна наступний. Двигун
містить ротор і статор, поперечний переріз яких показано на рисунку 3.1.1.
Сталевий статор усередині має привулканізовану гумову обкладку з гвинтовими
зубами лівого напрямку. На сталевому роторі нарізані зовнішні гвинтові зуби
також лівого напрямку. Число зубів ротора на одиницю менше числа зубів статора,
у результаті чого для здійснення зачеплення вісь ротора зміщена щодо осі
статора на величину ексцентриситету, рівну половині висоти зуба. Кроки
гвинтових ліній ротора і статора прямо пропорційні числу зубів. Спеціальний
профіль зубів ротора і статора забезпечує їхній безупинний контакт між собою,
утворюючи на довжині кроку статора одиничні робочі камери.
Промивна рідина, що надходить у
двигун від насосів бурової установки, може пройти до долота тільки в тому
випадку, якщо ротор повертається щодо статора, обкатуючись під дією
неврівноважених гідравлічних сил.
Ротор, роблячи планетарний рух,
повертається по годинниковій стрілці (абсолютний рух), у той час як геометрична
вісь ротора переміщається щодо осі статора проти годинникової стрілки
(переносний рух).
За рахунок різниці в числах зубів
ротора і статора переносний рух редукується в абсолютне з передаточним числом,
рівним числу зубів ротора, що забезпечує знижену частоту обертання і високий
крутний момент на виході.
Загальний вигляд двигуна показаний на
рисунку 3.1.1.
Тобто, робоча рідина, що подається
насосами з поверхні, пройшовши крізь насосно-компресорні труби потрапляє у гвинтовий
вибійний двигун, далі - до вибою свердловини та крізь між трубний простір
піднімається на поверхню. Даний процес називають прямою циркуляцією робочої
рідини.
Рисунок 3.1.1 - Двигун гвинтовий вибійний: 1 - секція
двигуна, 2 - секція шпінделя.
При виконанні капітального ремонту
свердловин нерідко доводиться застосовувати процес зворотної циркуляції робочої
рідини. Це пов’язано з необхідністю промивки вибою. При зворотній циркуляції
робоча рідина рухається по наступній схемі: насос - міжтрубний простір - вибій
свердловини - гвинтовий вибійний двигун - колонна насосно-компресорних труб. За
такої схеми робоча рідина, що містить вибійний бруд та пропанат, потравляє до
вибійного двигуна засмічуючи основні робочі елементи останнього та зменшуючи
його міжремонтний період.
Цю проблему пропонуємо вирішити за
допомогою технічного рішення, описаного у четвертому розділі даного дипломного
проекту
4. ТЕХНІЧНА ЧАСТИНА
.1 Призначення, виконувані функції, умови роботи розглядуваного
обладнання
Модульні турбогвинтові двигуни (Рис.
4.1.1) включають три основні вузли: шпиндель 1, турбінну секцію 2 і гвинтовий
модуль 3. Конструкцією передбачені різні варіанти агрегатування вказаних
вузлів. У залежності від поставлених технологічних задач можуть
використовуватися такі варіанти компоновок: шпиндель і гвинтовий модуль,
шпиндель і турбінна секція та шпиндель, турбінна секція і гвинтовий модуль.
Монтаж цих компоновок може здійснюватися як в умовах цеху, так і безпосередньо
на свердловині.
Модульні турбогвинтові двигуни
органічно поєднують стабільність енергетичної характеристики в часі та високу
жорсткість лінії моментів, що забезпечує досягнення більш високих показників
роботи доліт, ніж при використанні турбобурів або гвинтових двигунів.
Шляхом заміни гвинтового модуля на
інший можна ступінчато регулювати частоту обертання від 80 до 270 об/хв.
При інших рівних умовах турбогвинтові
двигуни мають значно більший ресурс на відмову, ніж гвинтові двигуни.
При роботі на малоабразивному буровому
розчині ресурс турбогвинтових двигунів на відмову становить 400-500 год.
Висока надійність двигуна забезпечується використанням в його
конструкції оригінальних технічних рішень. Це вузли з'єднання торсіона з
ротором гвинтового модуля і валом турбінної секції, пристрій для зменшення дії
на опори двигуна неврівноваженої маси торсіона і гвинтового ротора та ін.
Використовувані у турбінній секції робочі органи забезпечують високі
енергетичні показники двигуна в цілому.
Рисунок 4.1.1 Модульний турбогвинтовий двигун: а - вид
загальний, б - схема. 1 - шпіндель; 2 - турбінна секція; 3 - гвинтовий модуль;
4, 5 - відповідно ротор і статор; 6 - торсіон; 7 - з’єднання торсіона звалом
турбінної секції; 8 - вал турбінної секції; 9 - ступінь турбіни; 10 - осьова
опора шпинделя; 11 - долото.
Турбогвинтові двигуни застосовують
при температурах до 120°С і промиванні свердловин буровими розчинами густиною
до 1700 кг/м3 та об'ємним вмістом вуглеводневих сполук до 5%.
Турбогвинтові двигуни використовують для буріння вертикальних свердловин
суцільним вибоєм та з відбором керна, а в компоновці із шпинделем-відхилювачем
- для проходження викривлених ділянок свердловин.
Основна особливість турбогвинтових
двигунів полягає у можливості переходу гвинтової пари з режиму роботи двигуна
(ДР) в насосний режим (НР) і навпаки. Це відбувається за рахунок зміни знаку
перепаду тиску на гвинтовій парі. В режимі роботи двигуна джерелом механічної
енергії є тиск, створений буровим насосом, а в насосному режимі - механічна
енергія, що подається з вала турбінної секції. Дослідженнями М.Г. Ескіна, В.А.
Литвяка і В.П. Шумілова обґрунтовані особливості робочих характеристик
турбогвинтових двигунів, що свідчать про їх перевагу у порівнянні з турбобурами
та гвинтовими двигунами. На рис. 4.1.2 показані деякі робочі характеристики
турбогвинтового двигуна, одержані так само, як для гвинтового двигуна Д-195 та
уніфікованої турбіни 26/16,5-195.
При роботі турбогвинтового двигуна у
режимі двигуна в близькій до холостого режиму гвинтової пари області А
спостерігається поєднання переваг і зникнення недоліків турбобура та гвинтового
двигуна.
Момент на виході турбогвинтового
двигуна створюється, в основному, турбінною секцією. Полегшений (в 5-10 разів)
режим роботи гвинтової пари призводить до зменшення зносу та підвищення її
ресурсу.
Для турбогвинтових двигунів
спостерігається більша жорсткість (крутизна) моментної характеристики Мтг(п)
у порівнянні з турбобурами. Це забезпечує більш стійку роботу двигуна у лівій
частині моментної характеристики Мтг(п). Одним із недоліків
турбобура є можливість переходу з робочих частот у зону високих аж до частот
холостого режиму. Особливість характеристики турбогвинтового двигуна при
насосному режимі виключає таку можливість (рис. 4.1.2).
Рисунок 4.1.2 - Залежності моменту
турбогвинтового двигуна:
Мтг, Мг, Мт
- моменти турбогвинтового двигуна, гвинтової пари і турбінної секції;4ргг,
Dртг, Dрг, Dрт - перепади
тиску на турбогвинтовому двигуні, гвинтовій парі і турбінній секції; птгх,
пгх - частота обертання холостого ходу турбогвинтового двигуна і
гвинтової пари; птго- частота обертання, яка відповідає нульовому
перепаду тиску на гвинтовій парі; ДР, НР - двигунний і насосний режими роботи
гвинтової пари; А - область режимів турбогвинтового двигуна
При агрегатуванні турбогвинтових
двигунів можуть бути використані відроблені гвинтові пари від вибійних
гвинтових двигунів. Досвід їх випробування показав, що зношені гвинтові пари
(для двигуна ДЗ-172 із зазорами в парі понад 0,8 мм) успішно застосовують як
стабілізатор запобігання переходу на високі частоти обертання.
Результати випробувань турбогвинтових
двигунів із використанням турбобурів ТПС-172 і гвинтових пар від двигуна ДЗ-172
показали, що найсприятливіші умови роботи двигуна створюються тоді, коли
гвинтова пара розміщується між верхньою і середньою секціями турбобура.
До недоліків турбогвинтових двигунів
слід віднести значну (у порівнянні із гвинтовими двигунами) довжину, що
ускладнює їх використання при бурінні горизонтальних і сильновикривлених
свердловин. Турбогвинтові двигуни характеризуються також низьким ККД (0,2-0,3).
.2 Конструктивні варіанти та їх порівняльний аналіз
розглядуваного обладнання
Модульні турбогвинтові двигуни типу
ТВД випускають діаметрами 195 і 240 мм із урахуванням максимального
використання уніфікації вузлів серійних турбобурів, високомоментної турбіни
А7ПЗ і серійних гвинтових пар. Така компоновка двигуна забезпечує високі
значення моменту сили на валі при відносно низькій частоті його обертання. При
цьому передбачається розвантаження гвинтового модуля на номінальному режимі
роботи двигуна: модуль або підвищує, або поглинає момент сили тільки при
подоланні пікового значення моменту на долоті або його перевантаженні. Це
сприяє підвищенню безвідмовної роботи гвинтової пари.
Універсальні турбогвинтові двигуни
типу ТПС-У з перетворювачами частоти обертання випускають діаметрами 172 і 195
мм. Турбогвинтові двигуни цього типу комплектуються взаємозамінними двома або
трьома турбінними секціями з плаваючими статорами (ТПС), перетворювачем частоти
обертання вихідного вала (гвинтового модуля) та шпиндельною секцією з осьовою
опорою.
Турбогвинтові двигуни ТПС-У
забезпечують при постійній продуктивності бурових насосів ступінчасту зміну
частоти обертання вихідного вала в діапазоні 80-400 об/хв у залежності від
конструктивного виконання гвинтових пар. Конструктивна схема цих двигунів
дозволяє одержати практично постійну частоту обертання вала при зміні осьового
навантаження на долото в широких межах. Конструкція шпиндельної секції
забезпечує роботу двигуна при бурінні гідромоніторними долотами з перепадом
тиску в їх насадках 6-8 МПа.
Уніфіковані модульні турбогвинтові
двигуни 2ТУ-240КД з покращеними енергетичними і експлуатаційними
характеристиками комплектуються взаємозамінними уніфікованими модулями. Нижня
секція являє собою односекційний турбобур ТУ-240К. Середня секція двигуна
конструктивно виконана аналогічно серійній з використанням турбін зменшеної
висоти точного лиття (37/11-240ТЛ). Верхня секція двигуна є активним гальмівним
модулем, що вміщує в одному корпусі турбінну частину і робочі органи гвинтового
двигуна, які з'єднуються з допомогою знімного торсіона. Особливістю гальмівного
модуля є його повна взаємозамінність із серійною секцією. Верхня секція також
оснащена турбінами зменшеної висоти.
4.3 Техніко організаційні заходи, що
проводяться при бурінні свердловин
Регулювання турбінної секції
Рухомі і нерухомі деталі турбінної
секції кріплять фрикційним способом, причому необхідне зусилля стиснення, що
забезпечує опір провертання на валу і в корпусі, досягається згвинченням
конусних різьбових з'єднань з відповідним натягом і установкою регулювальних
кілець, необхідної довжини. Деталі на валу кріпляться нагвинчуванням напівмуфти
і створенням натягу між внутрішнім торцем напівмуфти і торцем різьблення валу.
Аналогічно необхідне монтажне зусилля стиснення деталей корпусу створюється при
згвинченні перевідника і корпуса і підбором довжини регулювального кільця.
Таким чином, при монтажі турбін створюються
осьові деформації, як внутрішніх рухомих, так і зовнішніх нерухомих деталей
турбіни і радіальних підшипників секції. Якщо деформація деталей, що
обертаються, відрізняється від деформації нерухомих, то змінюється відстань між
вхідними кромками крайніх ступенів ротора і воно не буде рівне відстані між
відповідними вхідними кромками ступенів статора. Це приводить до зменшення
довжини вільного осьового ходу валу турбінної секції. При монтажі повинно бути
забезпечено рівність деформацій стиснення деталей, що обертаються і не
обертаються, що забезпечує максимальний люфт зібраного валу турбіни. На
практиці це досягається регламентацією величин натягу конічних різьб.
Кріплення деталей турбіни розглянутим
способом забезпечує також герметизацію стику між торцями деталей.
Регулювання секції шпінделя
При збірці секції шпінделя деталі
підшипників на роторі кріпляться нагвинчуванням напівмуфти на вал, при якому її
торець натискає на торці деталей, змонтованих на валу. напівмуфта і вал мають
конусне різьблення і величина натягу визначається по внутрішньому торцю цього
різьблення, а натяг - відстанню між зовнішніми торцями після згвинчення до
упора.
Регулювання секції шпінделя полягає в
забезпеченні нормальних деформацій багаторядного підшипника, а також стиковки
шпінделя з турбінною секцією. Ці вимоги відносяться до монтажу як кульковою,
так і резинометалевою осьовою опорою, хоча для останньої вони не є такими
строгими.
Контроль правильності монтажу
шпінделя полягає у визначенні натягу конічних різьб; для напівмуфти - по
внутрішньому торцю, що контактує з валом, для перевідника - по зовнішньому
торцю, що контактує з корпусом. Ці натяги розраховані і вони повинні бути
пов'язані з деформаціями і зусиллями монтажу зовнішніх і внутрішніх деталей
підшипника
.4 Основні деталі розглядуваного
обладнання, їх уніфікація, стандартизація та матеріали, з яких вони виготовлені
Модульний турбогвинтовий двигун є
забійним агрегатом з гідравлічним об'ємним двигуном, що приводиться в дію
потоком бурового розчину, який закачується в бурильну колону з поверхні
насосами.
Гвинтовий двигун складається із
статора і ексцентрично розташованого гвинтового ротора, що являє як би зубчату
пару з внутрішнім зачепленням з гвинтовими зубцями. Число зубів статора на один
більше зубів ротора, що дозволяє йому скоювати планетарний рух, як би
обкачуючись, по зубах статора: вісь ротора при цьому рухається по колу
діаметром, рівним подвійному ексцентриситету е. Для з'єднання ротора з валом
шпінделя, співісно розташованого з корпусом, служить кульова двохшарнірна
муфта, компенсуюча ексцентриситет.
Шпіндель гвинтового двигуна схожий по
конструкції з шпінделем турбобура. Він укріплений на радіальних резинометалевих
підшипниках і забезпечується кульовою п'ятою для сприйняття осьового
навантаження. Вал шпінделя - порожнистий, у верхній частині забезпечений
каналами для проходу рідини до долота, що приєднується через перевідник до
нижньої частини валу двигуна. Корпус останнього через перевідник прикріпляється
до нижньої частини бурильної колони.
За принципом дії модульні
турбогвинтові двигуни відносяться до об'ємних роторних машин. Основними
елементами робочих органів таких машин є:
статор - корпус з порожнинами, що
примикають по кінцях і камерах високого і низького тиску;
ведучий ротор - гвинт, що обертається
і передає момент валу шпінделя;
Гвинтові поверхні статора і ротора
ділять робочий об'єм двигуна на ряд порожнин. Порожнини, пов'язані з областями
високого і низького тиску, називаються камерами, а замкнуті порожнини -
шлюзами. В поперечному перетині є камери, розділені між собою контактною
лінією. Кожна камера у міру обертання періодично зв'язується з порожнинами
високого і низького тиску і в кожний заданий момент часу стає шлюзом.
Теоретично на довжині одного кроку відбувається роз'єднування порожнин, робочих
органів, що знаходяться вище і нижче.
Поверхні гвинтових зубів ротора і
статора, взаємно перетинаючись, відсікають область високого тиску рідини від
області низького тиску і перешкоджають її вільному перетіканню. Під дією
перепаду тиску рідини на провідному гвинті утворюється обертаючий момент, що
передається на вал шпінделя. Чим більше перепад тиску на двигуні, тим більше
обертаючий момент. За принципом дії гвинтовий двигун можна порівняти з
поршневим гідравлічним двигуном, забезпеченим поршнем, який переміщається
уздовж осі ротора по гвинтовій лінії. Роль поршня виконують відсікаючі поверхні
гвинтового ротора.
Гвинтові двигуни і насоси мають ряд
переваг, що дозволило використовувати їх як гідравлічні забійні двигуни:
відсутність клапанних і золотникових
розподільників потоку рідини;
відсутність відносного переміщення
деталей пари, що труть, ротор - статор;
безперервна зміна положення лінії
контакту робочих органів при обертанні ротора дозволяє потоку бурового розчину
видаляти абразивні частинки з камер і шлюзів.
.5 Схема мащення обладнання і мастила
які для цього використовуються
Нормальна експлуатація
резинометалевих опор можлива, якщо між поверхнями тертя знаходиться рідке
мастило, в якості якого використовуються вода і водні розчини. Відомо, що
жорсткі плоскопаралельні підшипники ковзання мають невелику вантажопідйомність
унаслідок неможливості отримання між поверхнями тертя стабільного масляного
клина. У еластичних плоскопаралельних підшипників, мащених водою, висока несуча
здатність забезпечується за рахунок еластогідродинамічного ефекту
резинометалевої опори. Під дією гідродинамічного тиску еластична поверхня,
піддававшися складній просторовій деформації, набуває увігнуту бочкоподібну
форму в перетині, перпендикулярному до напряму ковзання.
Поверхні тертя приходять в таке
взаємне розташування, при якому утворюється щілина з мінімальним опором
надходженню води і з максимальним опором бічним витокам рідини. В результаті
бічні витоки в еластичній парі тертя складають всього 2% від гідродинамічного
надходження мастила проти 60-70% витоків масла в жорстких плоскопаралельних
підшипниках. Завдяки малим бічним витокам води утворюється шар мастила
достатньої товщини, який забезпечує ефективну роботу еластичного підшипника в
широкому діапазоні навантажень і швидкостей ковзання. Проте унаслідок малої
в'язкості води товщина шару мастила, що утворюється, недостатня, щоб запобігти
контакту мікронерівностей металу і гуми. Взаємодія мікровиступів поверхонь
тертя визначає умови виникнення граничного рідинного тертя і приводить до
додаткових втрат потужності. Наявність абразивних твердих частинок в рідині
(буровому розчині), що мастить, погіршує умови рідинного тертя. Величина
більшості твердих частинок значно перевершує товщину змащувального шару води.
Тверді частинки, що потрапили між поверхнями тертя вдавлюються в гуму,
перекочуються і прослизають між контактуючими парами, руйнують їх і руйнуються
самі, а цей процес вимагає додаткових витрат енергії. Цим і пояснюється
збільшення втрат на тертя в опорах при використанні недостатньо очищеного від
вибуреної породи бурового розчину в порівнянні з промивкою чистою водою.
Нерідко погане очищення розчину приводить до відмови роботи турбобура.
5. РОЗРАХУНКИ ПРАЦЕЗДАТНОСТІ
.1
Робоча характеристика гвинтового вибійного двигуна (ГВД)
Під робочою характеристикою ГВД розуміється залежність
моменту, потужність і перепаду тиску на ГВД швидкості обертання валу [31].
Наявність резино-металевої п'яти в ГВД істотно змінює характеристику ГВД при
розбурюванні порід різної твердості. При розрахунку характеристики за основу
прийняті характеристика гвинтової пари і питомий момент на долоті. Момент на
гвинтовій парі ГВД можна записати так [5]:
Визначимо розгінну швидкість обертання ГВД np (холосте
обертання). Для цього підставимо у вираз моменту гвинтової пари значення
моменту в п'яті, число заходів ГВД і вирішимо рівняння щодо n, приймаючи n = np:
,
де 
- момент в підп'ятнику ГВД за відсутності
навантаження на долото.
Замінюючи 
і
,
одержимо
.
Визначимо значення моменту і потужності на долоті залежно від
числа оборотів валу: при P”0 > R
;
при P”0 < R
,
Тоді 
,
Де: 
;
;
,
СП - коефіцієнт, значення якого змінюються залежно від
параметрів промивального розчину. Для резино-металевої п'яти приймається: для
води СП = 0,038, для розчину з питомою вагою 1,11, СП=0,08, для
розчину з питомою вагою, рівною 1,5, СП = 0,125 і для розчину з
питомою вагою, рівною 1,72, СП = 0,135.
Графіки залежності моменту і потужності на долоті швидкості
його обертання наочно показують значну розбіжність характеристик гвинтової пари
і самого ГВД при вживанні резино-металевої п'яти ковзання (рис. 5.1.1).
Оскільки контроль за процесом буріння в основному здійснюється через
навантаження на долото, то велику практичну цінність представляє залежність
швидкості обертання моменту і потужності на долоті від навантаження на нього
(рис. 5.1.2):
при P”0 < R= np - K1 Pg;
при P”0 > R= np - K2 - K3 Pg;
при P”0 = R, n = nГ
де nГ - число оборотів валу турбобура при МП = 0
.
Вираз моменту через навантаження
М0 = М1 + Мy Рg.
Вираз потужності на долоті через навантаження:
при P”0 > R
;
при P”0 < R
;
при P”0 = R, n = nГ
.
Слід зазначити, що практика буріння ГВД показує при роботі
ГВД в режимі P”0 = R з'являються сильні вібрації забійного інструменту і
механічна швидкість буріння різко падає. Це пояснюється нестійкістю положення
дисків п'яти в осьовому напрямі при такому режимі роботи. Практичний інтерес представляє
значення гальмівного навантаження Ртр (при якій ГВД зупиняється) і значення
максимального навантаження на долото Рmax, при якому ГВД працюватиме стійко:
при P”0 > R
,
де 
- питомий момент п'яти турбобура
та
де А1 = 1,3•10-3 - досвідчений коефіцієнт; при P”0
< R
Та 
Рисунок 5.1.1 - Графіки залежності моменту і потужності на
долоті від швидкості його обертання
У формулах за визначенням максимального навантаження, при
якому пристрій працює, враховані висновки ВНІЇБТ про те, що ГВД з гумо-металевою
п'ятою працює при швидкості обертання n? 0,4 np.
Заключним етапом в розгляді характеристик ГВД слід вважати у
визначення ефективних значень параметрів ГВД: Ре; nэ; Ме і Nэ, тобто
параметрів, відповідних максимальному значенню ефективної потужності:
при Pэ < Р0”
,
nэ = np - K1 Pэ;
при Pэ > Р0”
;
nэ = np + K2 - К3 Pэ.
(a) Ефективний
момент на долоті
Ме = М1 + Му Ре
(b) Ефективна
потужність на долоті
Після визначення ефективних значень параметрів ГВД необхідно
провести порівняння з оптимальними параметрами вибраного режиму буріння і
зробити необхідні висновки про відповідність останніх ефективним параметрам
спроектованого ГВД. Примітно, що робота в режимі максимальної забійної
потужності не залежить від уміння бурильника, хоча при бурінні ГВД кожний
кваліфікований бурильник прагне бурити в режимі максимальної механічної
швидкості і неминуче бурить в близьких до цього режимах, оскільки режим
максимальної забійної потужності різко виражений [5].
5.2
Розрахунок конусно-шліцьового з'єднання валів
В серійних ГВД з'єднання валів секцій здійснюються за
допомогою конусно-шліцьових напівмуфт. З'єднання напівмуфт з валом ведеться по
конусах 1:10, а між собою - за допомогою конуса з кутом 8? шлицев [15]. Під час
притиснення конусів момент верхніх секцій передається конусом, а при вібраціях,
що викликають підйом валу, шліцьовим з'єднанням.
Напівмуфти конусно-шліцьового з'єднання виготовляються із
сталі марок 50ХН, 40ХН, 50ХНА, σς,
ωξ мають
= 7500 кг/см2.
Шліцьове з'єднання валів перевіряється на напругу зминання в
шліцах [14]:
,
де Мкр•max - максимальний крутний момент на валу ГВД;
ψ - коефіцієнт, що враховує
нерівномірність розподілу зусиль по роботі поверхні зубъев;
ψ = 0,7 
0,8 [14];- число шліців;- проекція робочої поверхні
шліца завдовжки в 1 см на його середню діаметральну площину= 0,8m
де m - модуль шліцьового з'єднання, рівний 2;-рабоча довжина зубців.
5.3 Розрахунок моментів, необхідних для кріплення різьбових
з'єднань ГВД при збірці
Для забезпечення достатньої відносної нерухомості робочих
елементів потрібні високі моменти затягування, необхідні для створення великих
осьових сил, а отже, і сил тертя по торцях робочих елементів. Моменти кріплення
деталей ГВД впливають на якість роботи ГВД і його вузлів і на його
довговічність.
Якщо при закріпленні деталей моменти будуть недостатні, то
деталі можуть провертатися, якщо ж їх величина виявиться надзвичайно великою,
то можуть утворитися необоротні деформації деталей.
Момент кріплення деталей на валу ГВД (роторної гайки) і
деталей в корпусі ГВД (переводника, ніпелі) визначається по наступній формулі
[7]:
,
Q3 - осьове зусилля затягування, кг (4) (5);- якнайменший
середній діаметр стягуваних деталей, см;- коефіцієнт тертя сталі по сталі,
0,15-0,2;- середній діаметр закріплюючого різьблення, см;
Φ - кут підйому витків різьблення.
- крок різьблення
,
” - коєффициент тертя в різьбленні.
За даними вніїбт, f” може бути прийнятий рівним 0,15
0,18.
Граничні моменти кріплення роторної гайки і ніпеля вказані в
табл. 5.3.1.
Таблиця 5.3.1
Граничні
моменти кріплення роторної гайки і ніпеля
|
Найменування
|
Розміри ГВД
|
|
9˝
|
8˝
|
7 1/2˝
|
6 8/5˝
|
5˝
|
|
Момент кріплення
деталей ротора, кгм
|
800
|
800
|
700
|
600
|
250
|
|
Зусилля затягування
деталей ротора, т
|
68,5
|
70
|
63,6
|
55,0
|
30,7
|
|
Площа маточини
ротора, см2
|
36,9
|
31,4
|
29,6
|
25,2
|
15,8
|
|
Площа маточини
статора, см2
|
46,3
|
33,0
|
33,0
|
20,4
|
14,9
|
|
Напруга на торцях
стягуваних деталей, кг/мм2
|
18,6
|
22,2
|
21,6
|
21,8
|
19,8
|
|
Зусилля затягування
деталей статора, т
|
86,0
|
73,4
|
71,2
|
44,6
|
29
|
|
Момент кріплення
деталей статора, кгм
|
2000
|
1700
|
1530
|
880
|
415
|
гвинтовий вибійний ремонт свердловина
5.4 Перевірка міцності різьблення корпусу (ніпеля) і валу
(роторної гайки)
Перевірку міцності різьблення необхідно проводити на зрізаючу
напругу (зусилля), що виникає у витках різьблення від максимальних зусиль
ротора і статора.
Умова міцності різьблення на зріз [14]:
,
де Dср - середній діаметр різьблення, см;
Q3 - максимальне зусилля затягування, кг;
а - ширина витка по середньому діаметру, см;
до - число витків різьблення нарізаної частини поверхні тіла
корпусу (ніпелі), роторної гайки.
5.5
Розрахунок корпусу ГВД
Корпус ГВД є найвідповідальнішою деталлю, оскільки при його
обриві відбувається найважча аварія з ГВД. Найбільш часто спостерігаються
обриви корпусів верхніх секцій по циліндровому різьбленню в з'єднанні верхньої
секції з переводником. Під час буріння ГВД провертається за допомогою ротора і
у разі заклинювання корпусу нижньої секції або значних навантажень під дією
великого моменту може відбутися докріплення циліндрових різьб у верхніх
секціях. В цьому випадку можлива деформація статорів верхньої секції і навіть
руйнування корпусу в місці різьблення, що має підвищений коефіцієнт
концентрації напруг.
Основними навантаженнями, на які розраховується корпус ГВД,
є:
. Осьове розтягуюче навантаження G, максимальне значення
якого має місце у верхній секції, коли навантаження на долото незначне (при
запуску ГВД). В цьому випадку загальне осьове розтягуюче навантаження на корпус
складатиметься з наступних величин:
= Pг + Qз•с + GB + Gp
(c) При
бурінні загальне осьове навантаження на корпус ГВД буде
= Pг + Qз•с + GB + Gp - R
(В цьому випадку навантаження може бути стискаючим по
відношенню до корпусу, якщо R>Pг +Qз•с +GB +Gp).
Тут Рг - загальне гідравлічне навантаження на ГВД;з•с -
осьове зусилля затягування статорів;, Gp - вага всіх валів і роторів ГВД;-
реакція забою.
. Внутрішній тиск, який визначається перепадом тиску в ГВД і
долоті Рт•д (з гидромеханического розрахунку).
. Максимальний реактивний момент, що приймається рівним
гальмівному моменту.
Рисунок 5.5.1 - Напруга розтягування, що виникає при дії
внутрішнього тиску
Напруга розтягування, що виникає при дії внутрішнього тиску
(рис. 5.5.1).
,
де R, r - відповідно зовнішній і внутрішній радіуси корпусу ГВД, см.
Напруга від осьового навантаження
.
Напруга кручення в корпусі
,
де WП - полярний момент інерції перетину корпусу.
Умова міцності по третій теорії
.
Проектування ведеться з умови, що
,
де [σ] - межа текучості матеріалу корпусу ГВД;
до - коефіцієнт запасу міцності, повинен бути не менше 1,5.
Можна закінчити розрахунок визначенням коефіцієнта запасу
міцності, розрахувавши коефіцієнти запасу міцності по нормальних і дотичних
напругах.
Корпуси секцій виготовляються із сталі марки 40ХНМА наступної
механічної характеристики: σΒ = 111 кг/мм2; σς = 94 кг/мм2.
6. ОРГАНІЗАЦІЙНО-ТЕХНІЧНІ ЗАХОДИ
.1 Організаційно-технічні заходи, що
проводяться з використанням забійного двигуна
Зовнішній діаметр гвинтового двигуна
(рисунок 6.1) вибирається залежно від діаметра долота.
Тип гвинтового двигуна і кількість
заході визначається залежно від умов проходки свердловин: при КРС на великих
глибинах, особливо при проходці пластичних порід, коли зростає моментоємність
процесу, число заходів гвинтового двигуна повинне збільшуватися. В цих умовах
рекомендується вживання тихохідних (низкообертових) гвинтових двигунів з
гвинтами точного литва.
Вимоги до характеристики гвинтів визначаються
умовами забезпечення необхідного режиму роботи долота.
Ефективність процесу в значній мірі
залежить від величини гідравлічної потужності, що підводиться до гвинтового
двигуна. Відповідно до цього даний спосіб пред'являє певні вимоги до бурового устаткування
і інструменту, в першу чергу до насосів і бурильних труб.
Оскільки продуктивність насосів
визначається технологічно необхідною витратою промивальної рідини, збільшення
гідравлічної потужності, що підводиться до гвинтового двигуна, може бути досягнуте
за рахунок збільшення робочого тиску на викиді насосів. Досвід гвинтового
буріння підтверджує доцільність переходу на роботу при тиску на насосах 20-25
МПа, особливо із збільшенням глибини свердловин, обважненої промивальної рідини
і вживанням гідромоніторних доліт.
Рекомендується застосовувати
тонкостінні бурильні труби з висадженими назовні кінцями, привареними замками,
із збільшеним прохідним перетином (враховуючи також глибину свердловини і
геологічні умови буріння).
Рисунок 6.1 - Гвинтовий вибійний двигун з пристроєм прямої та зворотної
циркуляції
Для забезпечення тривалої безвідмовної роботи гвинтового двигуна
мобільна бурова установка повинна обов'язково оснащуватися вібраційними ситами
і гідроциклоними установками.
При транспортуванні гвинтового двигуна на бурову повинно бути
забезпечено його збереження. Щоб уникнути засмічення робочих органів і
пошкодження різьб двигун повинен транспортуватися із запобіжними пробками і
ковпаками. Транспортування двигунів волоком і скидання їх при розвантаженні
недопустимі, так як при цьому можуть бути пошкоджені корпус і вал (вигин,
вм'ятини і т.п.).
Перед збіркою (з'єднанням) двигуна проводиться його перевірка. Двигун з
видимими зовнішніми дефектами (вм'ятини і тріщини на корпусах, задираки на
сполучних різьбах перевідників корпусу і валу) в роботу не допускається.
Двигун, що поступив з цеху, вважається годним для роботи при дотриманні
наступних умов.
1.
Величина
осьового люфта не більше 2,0 мм для гвинтового двигуна з резинометалевою п'ятою
і не більше 0,4 мм для гвинтового двигуна з кульковою осьовою опорою.
2.
Величина
підйому валу у верхніх секціях знаходиться в допустимих межах.
Величину підйому валу у верхніх
секціях секційних і шпиндельних двигунів визначають в наступному порядку. Вал
приєднуваної секції подається в крайнє нижнє положення; в цьому положенні
вимірюється відстань від верхнього торця корпусу (перевідника) до торця валу
(або до торця сполучної півмуфти). Після приєднання секції повторно вимірюють
ту ж відстань. Різниця у вимірах показує величину підйому валу в приєднуваній
секції.
3.
Перепад
тиску в двигуні наближено відповідає робочим характеристикам турбін, приведеним
в паспорті.
4.
Всі
різьбові з'єднання герметичні при витраті рідини, приведененій в паспорті
гвинтового двигуна.
Якщо передбачається значне розширення
стовбура, свердловини або планується буріння з обмеженим навантаженням на
долото (в похило направленій свердловині або в пластичних в'язких породах на
великій глибині), тобто коли запуск гвинтового двигуна на забої не гарантований
і можливий холостий рейс, не слід економити час за рахунок відмови від
додаткової перевірки гвинтового двигуна на робочій трубі перед спуском його в
свердловину.
Для запобігання засмічення гвинтового
двигуна після спуску інструменту на верхню муфту бурильних труб (під ведучу
трубу) встановити фільтр.
Після спуску інструменту долото не
доводиться до забою приблизно на довжину ведучої труби. Робота двигуном
починається з промивки свердловини, яка здійснюється одним буровим насосом до
тих пір, поки тиск на викиді насоса не дозволить - підключити в роботу другий
насос.
Запуск гвинтового двигуна на забої
полегшується, якщо обертати бурильні труби ротором, поступово збільшуючи
навантаження на долото. Ефективна також посадка гвинтового двигуна з долотом на
забій з невеликим ударом. У разі ускладнень із запуском в нерозширеній ділянці
стовбура слід вдатися до обертання бурильних труб або підвести долото в ділянку
стовбура з повним діаметром.
Буріння двигуном слід починати при невеликому
навантаженні на долото.
При зупинці гвинтового двигуна
унаслідок його перевантаження інструмент слід припідняти, потім поступово
довести долото до забою і плавним збільшенням навантаження досягти максимальної
швидкості проходки.
Для запобігання засмічення гвинтового
двигуна перед нарощуванням або підйомом інструменту для заміни долота необхідно
спочатку промити свердловину в призабійній зоні, потім припідняти інструмент
над забоєм на 10-12 м і лише після цього зупинити насоси і відкрити пускову засувку.
При експлуатації на буровій необхідно
періодично перевіряти придатність гвинтового двигуна до подальшої роботи.
Періодичність огляду і перевірки встановлюється з досвіду кожного бурового
підприємства. Двигун, що знаходиться в бурінні, вважається годним до подальшої
роботи при дотриманні наступних умов.
1.
Осьовий
люфт гвинтового двигуна не перевищує 5 мм при резинометалевій п'яті і 6 мм при
кульовій осьовій опорі.
2.
Запуск
гвинтового двигуна відбувається при тиску, що не перевищує первинний (при випробуванні).
3.
Відсутній
пропуск робочої рідини в різьбових з’єднаннях.
4.
Різьбові
з'єднання згвинчені до упора в торці.
5.
Величина
натягу в циліндрових різьбових з'єднаннях ніпеля і сполучного перевідника в
гвинтових двигунах не змінилася в порівнянні з первинною (зафіксованою в
паспорті гвинтового двигуна).
6.
Приєднувальне
різьблення під долото в задовільному стані (відсутність задирів, забоїн на
торцях, промоїн).
7.
При
збільшенні осьового люфта гвинтового двигуна понад допустимий, а також у
випадках ускладненого запуску, виявленні пропуску в різьбових з'єднаннях і
інших неполадок двигун відправляють на ремонт.
Нижче приведені основні характерні
неполадки і порушення нормальної роботи гвинтового двигуна, причини цих
порушень і заходи, які необхідно прийняти для їх усунення.
1. Зупинка гвинтового двигуна при
бурінні.
Однією з причин зупинки гвинтового
двигуна може бути його перевантаження. В цьому випадку необхідно долото
припідняти над забоєм і продовжити буріння при меншому осьовому навантаженні.
Якщо і при цьому, двигун не працює, його необхідно підняти на поверхню для
перевірки на привідній трубі.
Іншою причиною зупинки гвинтового
двигуна є значне зменшення кількості робочої рідини, що подається в двигун
через неполадки в насосах або витоки в бурильній колоні. Ознакою зменшення
кількості рідини служить зниження тиску, реєстрованого манометром. Для усунення
цієї причини потрібно перевірити насоси і різьбові з'єднання бурильних труб.
Якщо вжиті заходи не забезпечують поліпшення роботи гвинтового двигуна, його
слід перевірити на привідній трубі.
Ще одна причина, різкої зупинки
гвинтового двигуна (а також погіршення його запуску) може пояснюватися
ослабленням різьблення роторних гайок, сполучних перевідників, перевідників
корпусу або ніпеля. Це приводить до порушення регулювання, зіткнення роторів і
статорів і розслаблення деталей в корпусі й на валу.
Пошкодження гумових поверхонь і
набухання гуми в опорах також може погіршити запуск або бути причиною різкої
зупинки гвинтового двигуна.
Вихід гвинтового двигуна з ладу через
порушення кріплення робочих елементів і пошкодження гуми опор можна встановити
при перевірці на привідній трубі. Двигун слід замінити.
2.Двигун не «сприймає» навантаження.
Причиною різкого зменшення приємності
гвинтового двигуна звичайно є засмічення гвинтового двигуна частинками
вибуреної породи. Засмічення гвинтового двигуна може відбутися двома шляхами.
По-перше, дрібні частинки шламу, не затримані фільтром, з припиненням
циркуляції випадають з розчину і осідають в двигуні. При наступному включенні
насоса осад запресовується в канали. По-друге, при зупинці насосів вибурена
порода, що знаходиться в кільцевому просторі, інтенсивно осідає на забій. При
швидкому відкритті пускової засувки унаслідок виникнення зворотного руху рідини
(«сифон») осад заповнює долото і гвинт, якщо двигун не піднятий над забоєм.
Засмічений двигун потрібно підняти на
поверхню і промивати протягом 10-15 хв, причому засувку слід закривати
поступово, стежачи по манометру за підвищенням тиску. Якщо промивка не дасть
результатів, двигун слід замінити.
1.
Різке
падіння тиску в нагнітальній лінії
Причиною різкого падіння тиску
звичайно є залишення гвинтового двигуна на забої, що відбулося через поломку
бурильних труб або зриву різьбових з'єднань корпусів і перевідників. В цьому
випадку інструмент підіймається для перевірки.
Двигун, що підлягає ремонту, на
буровій розбирається на секції. Роз'єднання секцій проводиться в послідовності,
зворотній порядку збірки. Після роз'єднання секцій їх різьблення необхідно
захистити запобіжними пробками і ковпаками.
6.2 Розрахунок чисельного складу бригади при проведенні
капітального ремонту свердловин з використанням гвинтового двигуна
Число основних робітників розраховують по професіях, виходячи
з трудомісткості річної програми по видах робіт
(6.1)
де, 
- сумарна трудомісткість річної програми по даному
виду робіт год.;
-
дійсний фонд часу одного робітника, год;- коефіцієнт виконання норм.
Отже, за даними дійсний річний фонд часу робітників становить 1860
годин, тоді сумарна трудомісткість річної програми по даному виду
робіт:
Чисельно-кваліфікаційний склад бригади по проведенню капітального
ремонту представлено в таблиці 6.2
Таблиця
6.2
Склад бригади по проведенню капітального ремонту
|
Професії робітників
|
Розряд
|
Глибина спуску
обсадної колони до 2000 метрів
|
|
Бурильник
|
VI
|
1
|
|
Помічник бурильника
|
V
|
2
|
|
Моторист бурової
установки
|
IV
|
1
|
|
Машиніст підіймача
|
VI
|
1
|
|
Електромонтер
|
IV
|
1
|
|
Слюсар
|
IV
|
1
|
|
Майстер
|
VI
|
1
|
|
Разом
|
|
8
|
7. ОХОРОНА ПРАЦІ
.1 Технічні заходи з техніки безпеки, передбачені в проекті
Необхідною умовою для підвищення безпеки праці при
капітальному ремонті свердловин є підтримка обладнання в належному технічному
стані і своєчасний ремонт зношеного устаткування.
Для ефективної і безпечної експлуатації комплексу свердловини
повинні бути забезпечені фундаментами під установку, робочими майданчиками і
якорями для відтяжки вежі. При спорудженні фундаменту необхідно прагнути
розташувати його так, щоб переважаючий напрям вітру був уздовж вітрової
відтяжки з боку гирла свердловини до якоря.
Для запобігання вежі від падіння під час спуску-підйому у
разі пошкодження рукавів або металевих трубопроводів високого тиску
використовується запобіжний клапан.
Для забезпечення стійкості телескопічної вежі на комплексі
УБВ-600 використовуються гідравлічні домкрати і канатні відтяжки: двома
відтяжками вежа кріпиться до бампера автомобіля, чотирма до якорів.
Для безпечного виконання робіт по підйому вежі
використовується електрогідравлічне дистанційне управління з виносного пульта,
для виконання спуско-підйомних операцій застосовується електропневматичне
управління з поста бурильника.
Для захисту гідросистеми від перезавантажень по тиску на
напірній лінії кожного насоса встановлені запобіжні клапани. Якщо тиск в
системі перевищить тиск настройки запобіжного клапана, то останній
відкривається і спрямовує потік робочої рідини в бак. Цим виключається вихід з
ладу трубопроводу і виконавчих механізмів.
На лебідці встановлене допоміжне електромагнітне порошкове
гальмо, що призначене для загальмовування лебідки при виході з ладу основного
стрічкового гальма.
В системі електроустаткування агрегату передбачений блок
регулювання подачі долота при бурінні із застосуванням порошкового гальма.
Для роботи в нічний час на агрегаті встановлена система
освітлення, в якій застосовані світильники типу ФВН-64 - фари вибухобезпечні,
вібротряскостійкі, і Н4БН-150, а також прожектори типу ПЗР-400 з лампою
ДРЛ-400. Перед пуском агрегату в експлуатацію після його транспортування від
заводу виготівника слід перевірити і відладити систему освітлення, для чого в
темний час доби, при встановленій вежі перевірити освітленість гирла
свердловини, містків, вежі, палатей, шляхи гакоблока, лебідки і при
необхідності виправити напрям світлових потоків від світильників і прожекторів,
добиваючись найбільшого освітлення вказаних робочих місць, з подальшим
закріпленням їх на кронштейнах, на яких вони встановлені.
Системою електроустаткування передбачено наступні блокування
і системи захисту, що забезпечують безпеку роботи:
захист від перевантаження на гаку;
блокування на випадок зникнення напруги на порошковому
гальмі;
захист від затягування гакоблока на кронблок.
Вказані системи захисту включені в ланцюг живлення
електромагніту повітряного вентиля, через який проводиться подача повітря на
управління фрикціоном лебідки, або циліндр включення механічного стрічкового
гальма;
захист випрямної установки від перевантаження при запуску
базового дизеля. Реле блокування включено в ланцюг запуску стартера.
Датчиком при перевантаженні служить реле тиску, включене в
гідросистему. Обмежувачем підйому є кінцевий вимикач, а датчиком зникнення
напруги служить реле перемикання гальм. Розривання ланцюга електромагніту
повітряного вентиля будь-яким з вказаних елементів приводить до автоматичного
відключення фрикціона лебідки і її загальмовування.
Спрацьовування обмежувача підйому сигналізується на пульті
бурильника лампою.
На пульті бурильника є також кнопка “перевантаження” для
блокування датчика перевантаження.
В установці використовується датчик високого тиску, який
забезпечує спрацьовування (перемикання контактів) при підвищенні
контрольованого тиску до встановленої величини і повернення в початкове
положення (зворотна дія) при пониженні контрольованого тиску на величину зони
нечутливості.
Крім того, на комплексі передбачені страховий пристрій для
попередження випадання верхового робітника з щогли при підйомі драбинами та при
роботі на балконі, пристрій аварійної евакуації верхового робітника, що
забезпечує швидке і безпечне покидання балкону при виникненні аварійної
ситуації; каркасне укриття балкону верхового робітника, а також знімні укриття
для захисту бригади від дії довкілля [3].
Спроектувати загальні рівномірні освітлення для робочої
площадки установки, яка має розміри 10´10.
У відповідності з ГОСТ 12.1.046 - 85- коефіцієнт, що враховує
світловіддачу m=0,25;H - нормована освітленість горизонтальної
поверхні, лк. EH=100 лк;- коефіцієнт запасу, k=1,7;
А - освітлюєма площа, м3; А=100 м3.-
ширина площадки, м; а=10 м.Л - потужність лампи, Вт. РА=400
Вт.
Прожектор ПЗР - 400 та лампа ДРЛ - 400
Імах - максимальна сила світла, кд
Імах=70000 кд;
b - кут розсіяння
bг - кут розсіяння в горизонтальній
площині bг=16˚.
bВ - кут розсіяння в вертикальній
площині bВ=16˚.
Тоді:
Орієнтовне число прожекторів буде рівне:
;(1).
Приймаємо 11 лампи.
Мінімальна висота встановлення прожекторів рівна:
;
(м).(2).
Приймаємо hmin=8 (м).
Визначаємо освітленість точки розміщеної в горизонтальній площині при
розташуванні ламп посередині кожної сторони площадки. Прожектори встановленні
на h=8 (м), та кутом нахилу q=14˚.
Найбільш віддалені точки х=10 (м); у=5 (м).
Тоді
х¢=х/h;(3).
х¢=10/8=1,25.
За таблицею ХІІ.12 [3] x=0,36;r=1,7;r3=4,9.
Тоді h=у/r;(4).
h=5/1,7×8=0,367.
Координати x=0,36; h=0,367 на рисунку відповідає умовна освітленість
точки. e=1000 лк.
Звідси освітленість в точці l1:
;
(лк).(5)
.
А в точці х=10 (м); у=5 (м).
у¢=у/h=5/8=0,62 (м).
x=0,82;
r=0,97; r3=0,91; h=10/0,97×8=1,28.
Тоді при x=0,82; h=1,28;
e=800 лк.
Звідси освітленість в точці l2:
(лк).
Таким чином, для кріплення свердловини в нічний час
нормативна освітленість 100 лк буде забезпечена якщо встановити 11 прожекторів
на висоті =8 м, з кутом нахилу =14˚, типу ПЗР-400, лампою ДРЛ-400.
7.3 Техніка безпеки при експлуатації гвинтового вибійного
двигуна
Експлуатація, транспортування і
ремонт гвинтових забійних двигунів потрібно проводити відповідно до вимог
«Правил безпеки в нафтогазовидобувній промисловості».
При гранично допустимих осьових
навантаженнях на долото або у разі переходу в пласт, представлений в'язкими
породами, можлива зупинка гвинтового забійного двигуна і різке підвищення тиску
в нагнітальній лінії. Щоб уникнути пориву діафрагми насоса буровий інструмент
слід негайно припідняти, а потім обережно опустити до забою і продовжувати
буріння при нижчому осьовому навантаженні на долото.
Випробування переливного клапана
необхідно вести, опустивши його нижче за рівень столу ротора; інакше в моменти
закриття клапана, і після його відкриття можливе попадання промивальної рідини
на майданчик бурової.
При виконанні
вантажно-розвантажувальних робіт підйомні механізми повинні мати відповідну
вантажопідйомність.
Забороняється проводити ремонт
двигуна на буровій.
Розхожування двигуна над ротором
виконується тільки без подачі до нього промивальної рідини.
Ремонт двигуна повинна проводити
спеціально навчена ремонтна бригада.
При розбиранні і збірці двигуна
необхідно застосовувати наступне устаткування:
а) механічний ключ для згвинчення і
розгвинчування різьбових з'єднань;
б) кран-балку вантажопідйомністю не
менше 14,7 кН (1,5 т.с.) для установки і зняття двигуна з механічного ключа і
перевезення його в межах турбінного цеху;
в) ланцюгові ключі для виконання
допоміжних операцій;
г)комплект спеціального інструменту і
приладдя, що поставляються до двигуна.
Двигун повинен перевозитися тільки на
спеціально обладнаних транспортних засобах. При цьому повинне бути забезпечене
надійне кроплення двигуна.
.4 Характеристика технологічного обладнання щодо
небезпечності та шкідливості
Аварією називається вихід із ладу
любого механізму (дизеля, лебідки, насоса), які спроваджують порушення
виробничого процесу і зв"язаний з небезпекою для людського життя.
Усім механізмам властиві загальні
небезпечні якості, причинами яких є:
§ скриті виробничі дефекти,
дефекти, які були при виготовленні машини;
§ дефекти монтажу;
§ порушення нормального
експлуатаційного режиму;
§ невиконання технічних уходів;
§ незнання матеріальної частини
обслуговуючим персоналом.
Аварії, які викликані дефектами виготовлення і монтажу,
розвиваються дуже швидко (обрив шатунних болтів, поломка колінчатого валу,
обрив поршня). Попередити такі аварії дуже важко.
Аварія може виникнути і в наслідок
порушення правил експлуатації. Так перевантаження дизеля приводить до перегріву
і як наслідок до заклинювання і обриву поршнів; різкі зупинки можуть визвати
поломку колінчатого валу.
В особливо несприятливих випадках із
- за порушення режиму експлуатації виникають аварії, які приводять до великих
матеріальних витрат, а нерідко і людським жертвам. Нормальний експлуатаційний
режим може порушуватися і внаслідок дефектів у роботі механізмів і систем
двигуна.
Висока кваліфікація обслуговуючого
персоналу, відповідальне його відношення до виконаної роботи і правильна
організація праці - застава безпечної і безаварійної експлуатації машин.
8. ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА
.1 Аналіз можливих джерел забруднення
Всі технологічні процеси в нафтовій
промисловості (розвідка, буріння, видобування, збір, транспорт, зберігання і
переробка нафти і газу) за відповідних умов можуть порушити природну екологічну
обстановку. Нафта, вуглеводні нафти, нафтовий і буровий шлами, стічні води, що
містять різні хімічні сполуки, здатні небезпечно впливати на повітря, воду,
ґрунт, рослинний, тваринний світ і людину. Вони у великих кількостях проникають
у водоймища і інші екологічні об'єкти:
) при бурінні і аварійному
фонтануванні розвідувальних нафтових і газових свердловин;
) при аварії транспортних засобів;
) при розривах водопроводів, нафто- і
продуктопроводів;
) при порушенні герметичності колон в
свердловинах і технологічного устаткування;
) при скиданні неочищених промислових
стічних вод в поверхневі водоймища і водостоки на поля випаровування.
В процесі буріння, видобування,
підготовки, транспортування і зберігання нафти і газу безперервне забруднення
навколишнього природного середовища викликане витоками вуглеводнів через
нещільність у фланцевих з'єднаннях (сальниках, засувках), розривами
трубопроводів, відбором проб, спорожненням сепараторів і відстійників. Основна
частина нафти і стічних вод на території промислу накопичується і поступає у
водоймища з гирла свердловин і присвердловинних майданчиків; розливи нафти в
цих випадках можливі через нещільність в гирлових сальниках (при насосній
експлуатації), в гирловій арматурі (при компресорній для фонтану експлуатації),
при ремонтних роботах і освоєнні свердловин тартанням і відкачуванням поршнем
[20].
Найбільш важким і небезпечним по
наслідках є забруднення підземних і наземних прісних вод і ґрунту. До основних
їх забруднювачів в глобальному масштабі відносяться нафта, буровий і нафтовий
шлами і стічні води.
Буровий шлам, що утворюється при
бурінні свердловин, може містити до 7,5% нафти і до 15% органічних хімічних
реагентів, вживаних в бурових розчинах. У відносно великому об'ємі шлам
накопичується нерідко і при підготовці нафти. В цьому випадку шлами можуть
містити до 80-85% нафти, до 50% механічних домішок, до 67% мінеральних солей і
4% поверхнево-активних речовин. Всі ці токсичні, шкідливі речовини вельми
небезпечні для навколишнього середовища і всіх його мешканців.
Разом з буровим розчином в стічних
водах містяться гіпан, нітропилнін, хромкан, ПАВ (утворює піну, затруднює
самоочищення водоймища) і інші токсичні речовини. Біохромна окислюваність
стічних вод складає від 7,3∙103 до 5,2∙105
міліграма О2/м3 і окислюваність - від 9,4∙104
до 5,2∙106 мг О2/м3. Бурові стічні води,
потрапляючи у водоймища або поглинаючі свердловини, небезпечно забруднюють
підземні прісні води, інші водоймища і грунт і вбивають все живе, що мешкає в
цих середовищах. Причини небезпечного забруднення розчинами водоймищ (особливо
за наявності земляних комор) пов'язані з переливами і викидами свердловин, що
буряться, надлишкового розчину, що утворюється при розбурюванні глинистих порід,
скиданням розчинів в яри і водоймища, перетіканнями їх по поглинаючих
горизонтах (пластам), "витискуванні" перемички між траншеями
(завглибшки до 5 м) і відбором та ін. При цьому не витікаючий густий осад
залишається в земляному амбарі і при твердінні засипається землею.
Небезпечними залишаються забруднення,
що утворюються при глушінні свердловин. При нагнітанні відпрацьованого розчину
в свердловину при глушінні і ремонті із-за надмірно високого тиску виникають
відкриті викиди з свердловини, що забруднюють ґрунт нафтою, нафтопродуктами,
глинистим розчином і високомінералізованими водами [20].
Проникаючи в продуктивний пласт,
буровий розчин підвищеної щільності засмічує його і призабійну зону, закупорює
(кольматує) пори, знижує прийомистість і продуктивність свердловин, виливаючись
на поверхню, і сильно забруднює ґрунт мінералізованими рідинами.
Локальні забруднення ґрунту зв'язані
частіше за все з розливами нафти і нафтопродуктів при пошкодженні трубопроводів
і їх витоках через нещільність в устаткуванні. Забруднення великих площ можливе
при фонтануванні нафти. В останньому випадку виділяють чотири зони з різним
ступенем забруднення: 1 - сильне забруднення; __ 2-середній ступінь
забруднення; 3-слабке забруднення; 4 - розпиленість з незначним забрудненням.
Остання зона займає близько половини
всієї площі. Потрапляючи в ґрунт, нафта опускається вертикально вниз під
впливом гравітаційних сил і розповсюджується вшир під дією поверхневих і
капілярних сил. Швидкість просування нафти залежить від її властивостей, ґрунту
і співвідношення нафти, повітря і води в багатофазній системі, що рухається.
Чим менше частка нафти в такій системі, тим важче її фільтрація (міграція) в
ґрунті. В ході цих процесів насиченість ґрунту нафтою (при відсутність нових
надходжень) безперервно знижується. При вмісті в ґрунті 10-12% (рівень
залишкового насичення) нафта стає нерухомою. Рух припиняється також при
досягненні нафтою рівня ґрунтових вод. Легкі фракції її плавають на поверхні
води. Тенденція до розповсюдження нафти, обумовлена капілярними силами,
зберігається. Нафта починає переміщатися у напрямі ухилу поверхні ґрунтових вод
[20].
Потужним джерелом небезпечних
забруднювачів повітряного басейну в нафтовій і газовій промисловості
продовжують залишатися продукти згорання нафти, конденсату, природного і
нафтового газу у факелах. Не дивлячись на те, що використання ресурсів
нафтового газу на підприємствах нафтової галузі зросло з 64,5 до 85%, це
джерело серед забруднювачів у ряді випадків домінує.
Величезна кількість забруднюючих
речовин викидається в повітря, водоймища і ґрунт в процесі використання нафти,
газу, продуктів їх переробки. Це обумовлено малими ККД. сучасних двигунів
внутрішнього згорання, недосконалістю енергетичних і інших технологічних
установок.
Великий об'єм забруднень поступає в
повітря в процесі очищення нафти від сірки і сірчистих з'єднань, при спалюванні
попутних газів, знесолюванні і обезводненні нафти, сепарації газу, стабілізації
конденсату і т.д.
До найбільш поширених забруднювачів
атмосфери при видобуванні, підготовці, транспортуванні і переробці нафти і
газу, а також при їх згоранні відносяться сірчистий ангідрид, сірководень,
оксиди азоту, вуглеводні і механічні суспензії.
Основні шкідливі викиди цих речовин
при видобуванні нафти і газу відбуваються при аварійному фонтануванні,
випробуванні і випробуванні свердловин, випаровуваннях з мірників і
резервуарів, розривах трубопроводів, очищенні технологічних місткостей, на
установках комплексної підготовки і очисних спорудах.
У пароподібному стані великий об'єм
нафти і конденсату виділяється в атмосферу через нещільність устаткування і
арматури. Встановлено, наприклад, що при нормальній роботі один насос протягом
1 год. виділяє до 1 кг газів і пари, а один компресор - до 3 кг.
Джерелами сірчистого ангідриду, окису
вуглецю, сажі є факельні системи, на які подаються шкідливі газопароподібні
речовини з технологічних установок, комунікацій і запобіжних пристроїв для
спалювання при неможливості їх використання як палива в спеціальних печах або
котельних установках.
В результаті неповного згорання палив
в атмосферу поступають поліциклічні ароматичні вуглеводні. Вони досить стійкі,
здатні накопичуватися в навколишньому середовищі і викликати різні види
онкологічних захворювань. Індикаторною речовиною на присутність всієї групи поліциклічних
вуглеводнів є бенз(а)пірен. Особливо багато бенз(а)пірену міститься в атмосфері
міст. Хоча присутність його виявляється практично повсюдно.
Концентрації ароматичних вуглеводнів
в повітрі вивчені недостатньо. Ймовірно, при фонових рівнях вони не перевищують
10-12 - 10-14 г/м3.
Джерелами газовиділення на об'єктах
газової промисловості є свердловини, газопроводи, апарати, факели, запобіжні
клапани, місткості, димарі і свічки, що постійно діють, аварійні викиди.
Джерела розділяються на три групи: перша об'єднує фонові постійні витоки
природного газу; друга - технічно неминучі епізодичні витоки; третя -
технологічно неминучі постійні викиди.
Викиди шкідливих речовин розділяються
на організовані і неорганізовані. До перших відносяться викиди, які відводяться
від місць виділення і уловлюються за допомогою спеціальних установок. До других
- що виникають за рахунок негерметичності технологічного устаткування,
резервуарів і т.п.
В процесі видобування і переробки
нафти, природного газу, конденсату, а особливо при широкому використанні
отримуваних з них різноманітних продуктів в навколишнє середовище виділяється
значна кількість різних забруднювачів. У складі забруднювачів, характерних для
об'єктів газової промисловості і споріднених ним виробництв по переробці
сірчистих нафт, зазвичай виділяють сірководень Н2S, вуглеводні СnHm
і продукти згорання: сірчистий газ SO2, окис CO і двоокис СO2
вуглецю. У складі забруднювачів, крім названих, містяться також меркаптани RSN,
що входять до складу природного газу, пари метанолу СH3OH,
використовуваного як інгібітор, діетиленгліколь С4Н3(OН)2
і аміак NH3, що використовуються для сушки газу і нейтралізації
сірки, а також стічні води, пил, шлами, кіптява і т.д.
8.2 Заходи захисту навколишнього
середовища
Основні проблеми з охорони довкілля в
нафтовій промисловості повинні вирішуватися сьогодні шляхом збільшення
оборотного водопостачання, рекультивації земель і впровадження ефективних
технологічних заходів щодо підвищення надійності роботи об'єктів нафтопромислів
і споруд.
Захист навколишнього середовища
припускає завчасну кількісну оцінку рівня її забруднення нафтою. Відсутність
науково обґрунтованого методу прогнозу очікуваних змін в екологічному стані
природи вимушує проводити в даний час у великих масштабах природоохоронні
заходи без достатнього обґрунтування і з малою ефективністю. Враховуючи, що
повністю видалити пролиту нафту і виключити розливи нафти і нафтопродуктів поки
неможливо, оцінка вірогідності передбачуваних розливів, їх наслідків для
екологічної обстановки є необхідною умовою для визначення оптимального об'єму і
виду профілактичної роботи.
Об'єм "напрацювання"
бурового розчину, а отже, і забруднені території навколо бурової можна значно
понизити видаленням вибуреної породи (шламоочисними спорудами). Для очищення
необважнених розчинів можна ефективно використовувати вібраційні сита,
гідроциклонні пісковідділювачі і шламоочисники; для обважнених - вібросита,
гідроциклонні установки і центрифуги [20].
Втрати бурового розчину мінімальні
при очищенні його за допомогою вібросита. Ефективніша триступінчата система -
вібросито - пісковідділювач - муловідділювач. Об'єм шламу, що видаляється, в
цьому випадку в 4 рази менше об'єму розчину, що напрацьовується без механічного
очищення. Використання муловідділювача в третьому ступені в 3,5 разу зменшує
надлишковий об'єм, розчину. Втрати бурового розчину в цьому випадку майже в 5
разів менше об'єму розчину, що "напрацьовується" за відсутності
такого очищення. При цьому поліпшуються техніко-економічні показники бурових
робіт.
Ефективне використання відпрацьованих
бурових розчинів для приготування на їх основі затверділих сумішей для
кріплення і ізоляції зон поглинання. Як затверджувач можна використовувати
синтетичні смоли, цемент, гіпс і інші матеріали. Утворена таким чином речовина
нерозчинна у флюїдах пластів, непроникна і стійка до корозії у водних розчинах
солей - одновалентних металів. Доведена можливість використання обробленого
бурового розчину у виробництві керамзитового гравію по методу швидкісної
термообробки глинистих порід.
Знаходять застосування для глушіння
свердловин нетоксичні водні розчини фосфорнокислих солей, полімерні розчини
щільністю 1,7-1,8 г/см3, рідини на вуглеводневій основі,
гідрофобноемульсійні розчини на вуглеводневій основі. Останні є емульсією типу вода
в маслі, щільність якої може змінюватися від 0,8 до 2 г/см3.
Для збору всіх забруднювачів,
викликаних постійними, періодичними і аварійними джерелами (буровий розчин, що
розбризкується при спуско-підйомних операціях; дизельне паливо і змащувальні
матеріали; води льяльні, що утворюються після обмивання лебідки і свічок
квадрату), в підвежовій основі передбачений роз'ємний піддон, виготовлений з
листової сталі (над превентором на відстані 1,5 м від підлоги бурової основи),
з бортом по периметру заввишки 0,2м.
Дизельні приміщення і технологічні
місткості мають металеву підлогу із стоком в загальний піддон підвежової
основи, обладнану двома зливами з шести труб із засувками. Один злив
прокладений в ємність з робочим розчином, його використовують при спуско-підйомних
операціях; другий - направлений в шламовий амбар.
Розтікання технічних рідин по
приміщенню насосних станцій і майданчиків запобігається спорудженням борту по
периметру кожного насоса. Для зливу вод з насосного відділення в шламовий амбар
в огорожі передбачені люки.
Для утилізації сипких матеріалів,
хімічних реагентів, витоків розчину, води через ущільнення, які втрачаються при
роботі агрегатів для приготування, обважнення і обробки бурового розчину
хімічними реагентами, передбачені піддони з огорожею по периметру встановленого
устаткування.
Цементувальне устаткування також має
пристрій для відведення льяльних вод в шламовий амбар. Для запобігання
забрудненню навколишнього середовища при випробуванні продуктивного горизонту
передбачено: спалювання на факелі отриманої притоки газу, направлення притоки
нафти або пластової води в спеціальні ємності і їх утилізація. У міру
накопичення продукції, що утворюється при випробуванні свердловин, пластову
воду відводять в місця поховання, нафту використовують як паливо [20].
Охорону навколишнього середовища при
бурінні нафтових і газових свердловин здійснюють у вигляді різнопланових
заходів.
1. Для попередження
нафтогазопроявлення і відкритих викидів застосовують промивальні рідини з
параметрами, відповідними геолого-технічному наряду (ГТН).
Промивальну рідину по питомій вазі і
в'язкості контролюють не рідше за 1 раз в тиждень у місткостях і через кожні 30
хв при розбурюванні газонебезпечних горизонтів.
При необхідності промивальний розчин
дегазують вакуумним дегазатором ДВС-2. Перед розкриванням горизонту на буровій
установці створюють запас хімічних реагентів, обважнювача, обсадних труб і ін.
Для герметизації гирла при нафтогазопроявленнях свердловину обладнують
превенторною установкою, обв'язку якої виконують по затвердженій схемі і
узгодженою з органами Держміськтехнагляду і Воєнізованою частиною по
попередженню і ліквідації нафтових і газових фонтанів.
При розкритих продуктивних і
водонапірних горизонтах у разі вимушеного простою гирло свердловини
герметизують превентором при спущеному бурильному інструменті для періодичних
промивок з метою вирівнювання параметрів глинистого розчину.
За наявності ознак газопрояву в
процесі буріння на свердловині виконують роботи відповідно до "Інструкції
по попередженню нафтогазопроявлень і відкритих фонтанів в бурінні" і
"Інструкції по дії обслуговуючого персоналу при
нафтогазопроявленнях".
2.
Для
запобігання забрудненню навколишнього середовища паливно-мастильними
матеріалами дизельне паливо і інші паливно-мастильні речовини, необхідні для
роботи бурової установки, зберігають в спеціальних місткостях, які перед
заповненням випробовують на міцність, обладнують мірними трубками, дихальними і
запобіжними клапанами. Обв'язка місткостей трубопроводами і запірною арматурою
забезпечує можливість використання кожної місткості окремо і перекачування
палива з однієї місткості в іншу. Після монтажу паливопровід опресовують
повітрям. У місцях можливих витоків (запірна арматура і ін.) передбачені
металеві піддони. Відпрацьовані дизельні масла накопичують в спеціальних
місткостях і вивозять на регенерацію.
Для захисту навколишнього середовища
від хімічних реагентів, цементу і глинистого порошку всі хімічні речовини
доставляють на бурові в заводській упаковці, поліетиленових мішках або гумо-кордових
контейнерах і зберігають в спеціальних приміщеннях. Після розчинення у воді
хімічні реагенти вводять в розчин без втрат і залишків. Паперову і іншу тару
від цементу, бариту, графіту, крейди і т. п., поліетиленові мішки від хімічних
реагентів вивозять в спеціальних контейнерах на пункти утилізації.
Для запобігання міграції розлитої
нафти, просочування її в ґрунт і очищення води бурять серію свердловин і
витягують забруднені ґрунтові води. На шляху руху ґрунтових вод влаштовують
траншею з перфорованою трубою для збору і відведення вуглеводнів, що рухаються
разом з водою. В деяких випадках на шляху руху ґрунтових вод ставиться
водонепроникний бар'єр з відповідного будівельного матеріалу, гумових
гідроізолюючих мембран і т.п.
Нафта, що накопичилася біля бар'єру,
видаляється за допомогою спеціального устаткування, при виборі якого
враховуються вимоги техніки безпеки, умови монтажу, об'єм води, забрудненою
нафтою.
При видобутку корисних копалин
погіршується гідрогеологічний режим територій, порушуються структура і склад
землі. Це висуває необхідність своєчасної рекультивації (відновлення) порушених
земель і залучення їх в господарський оборот.
На ділянках, виділених для розміщення
бурових установок, родючий шар землі знімають і складують, звичайно в межах
ділянки. Оскільки верхня частина ґрунту (перегнійно-акумулятивний шар)
завтовшки 30-40 см більш родюча, ніж нижня завтовшки 69-80 см, земля знімається
бульдозерами в два прийоми. Земля перегнійно-акумулятивного шару зберігається
окремо в буртах висотою від 4 до 10 м і завдовжки до 180 м. Для запобігання
повітряної і водної ерозії поверхню буртів засівають багаторічними травами. Для
зберігання ґрунту в буртах вибирають підвищені ділянки, на яких не застоюються
поверхневі і не виступають ґрунтові води.
При рекультивації промислових
площадок бурових установок спочатку засипають нижній шар ґрунту, а потім
верхній. Товщина створюваного родючого шару повинна бути не менше 50-70 см. До
складу робіт по рекультивації входять:
зняття чорнозему завтовшки більше 50
см об'ємом 5000 м3 з переміщенням його на 90 м;
риття земляного амбару місткістю 3000
м3 з переміщенням ґрунту на 90 м;
риття засипного амбару місткістю 700
м3 з переміщенням ґрунту на 70 м;
засипка амбару місткістю 3000 м3
з переміщенням ґрунту на 90 м;
засипка запасного амбару місткістю
700 м3 з переміщенням ґрунту на 70 м;
риття додаткових амбарів (загальною
місткістю 1000 м3) для заповнення їх відходами від буріння з
переміщенням ґрунту на 60 м;
засипка додаткових амбарів місткістю
1000 м3 відходами і ґрунтом з переміщенням його на 60 м;
покриття ділянки чорноземом (об'єм
5000 м3) з переміщенням його на 90 м;
розрівнювання майданчика після
покриття чорноземом;
оранка і боронування ділянки з
внесенням органічних добрив (з розрахунку 40 т на 104 м2) і гіпсу
(до 2 т).
Всі роботи по рекультивації
виконуються у відповідності з планом-графіком, погодженим з графіком руху
бурових верстатів. На проведення робіт по кожній свердловині складають
проектно-кошторисну документацію.
Основна і найбільш трудомістка задача
по рекультивації земель, звільнених від бурових установок, - видалення залишків
вибуреної породи, бурових розчинів, стічних вод, розлитих ПММ і ін. В процесі
буріння їх звичайно зберігають в земляних амбарах (місткістю до 10 тис. м3)
із земляними обвалуваннями. Глибина амбарів звичайно 4-5 м, місткість - біля
3000 м3 (три амбари на розвідувальних і два на експлуатаційних
площах). Амбари сполучають гравієвими фільтрами або дренажними трубами.
Навкруги майданчика бурової споруджують кільцеву бетоновану канаву із стоками в
амбар і влаштовують дренажні канави для відведення дощових вод.
Досвід показує, що залишки бурових
розчинів в земляних амбарах не висихають протягом декількох років. Це означає,
що засипка амбарів як спосіб рекультивації земель в даному випадку неприйнятна.
Було вивчено декілька способів видалення небезпечних бурових стоків: природне
випаровування, термічна і хімічна обробка, закачування в поглинаючі пласти,
"видавлювання" у вузькі траншеї, вивіз на поля випаровування. Висока
ефективність була відзначена у двох останніх способів. Суть способу
"видавлювання" вмісту земляних амбарів у вузькі траншеї: в
безпосередній близькості від земляного валу ковшовими екскаваторами або
бульдозерами риють декілька траншей глибиною до 5 м, потім перемичка між
амбаром і траншеями руйнується, буровий розчин витікає в траншею.
Густий осад, який залишається в
земляному амбарі, підсихає і дозволяє засипати амбар бульдозером відповідно до
вимог ефективної рекультивації земель.
Природно, що "видавлювання"
вмісту амбару в траншеї можна застосовувати в тих районах, де це допускають
геологічні умови.
Спосіб видалення стічних залишків
полягає у виведенні їх на поля випаровування, що є огородженими амбарами для
твердої і рідкої фаз місткістю 1500 м3 кожний. Протягом двох років
стічні води опріснюються в цих амбарах на глибину 1,5-2 м від поверхні.
Опріснену воду відкачують. Економічно цей спосіб доцільно використовувати у
разі, коли відстань до полів випаровування не перевищує 30 км. При цьому на
поля випаровування вивозиться тільки рідка частина стоків, а бруд, що
залишився, видавлюється у вузькі траншеї [20].
Після видалення стоків ділянку, що
рекультивується, очищають від будівельного сміття і металевих предметів,
перепахують на глибину, при якій після покриття родючим ґрунтом товщина
очищеного шару складала б не менше 0,7 м. Потім ділянку по акту передають
землекористувачу.
Спроби використовувати інші (з
перерахованих) способи видалення стоків із земляних амбарів виявилися
невдалими. Спосіб природного випаровування хоча б частини рідини, що заповнює
амбар, вимагає надзвичайно великої кількості часу і може бути рекомендований
тільки для попереднього осушування амбарів.
Термічна обробка стоків (випалювання
вмісту земляних амбарів за допомогою спеціальних установок) залишається економічно
невигідною. Промислові випробування установки показали, що при надмірно великій
витраті палива продуктивність її по випаровуванню складає 8-10 м3/год,
що недостатньо.
Закачування стоків із земляних
амбарів бурової в поглинаючі горизонти доцільно застосовувати в тих районах,
де:
1) на одній площі розташовано багато
свердловин;
) є придатна під інжекційну списана
свердловина необхідної глибини.
Для зменшення забруднення земельних
ділянок бурових установок рекомендується повторне використання стічних вод для
технічних цілей, перехід від способу охолоджування і змащування штоків бурових
насосів проточною водою до використання циркуляційного охолодження і
змащування, збір відпрацьованих змащувальних масел для подальшої регенерації,
використання трубопроводів для подачі ПММ від місця зберігання до дизелів,
запобігання втрат води, що охолоджує гідрометалеве гальмо бурової лебідки, і
ін.
У випадках, коли бурові розташовані
поблизу одна від одної, дорогі хімічно оброблені обважнені розчини для
повторного використання перевозять із закінчених свердловин на знов
розбурювані. Це різко скорочує витрати на приготування і хімічну обробку
бурових розчинів, знижує забруднення земель, прискорює їх рекультивацію.
Площі тимчасово відчужуваних родючих
земель були помітно скорочені за рахунок зменшення розмірів майданчиків, що
виділяються під бурові. Останніми роками на таких зменшених майданчиках було
побудовано більше 200 бурових що дозволило зберегти близько 1,4 км2
родючих земель.
9. ВИЗНАЧЕННЯ ТЕХНІЧНОГО РІВНЯ ПРОПОЗИЦІЇ
Для зручності проведення оцінки технічного рівня
модернізованого ГВД, зведемо технічні характеристики в таблицю 9.1.
Таблиця
9.1
Технічні характеристики ГВД по варіантах
|
№ п/п
|
Показники технічної
характеристики
|
Одиниці виміру
|
Значення показників
для варіантів
|
Відносний
коефіцієнт
|
|
|
|
1
|
2
|
|
|
1 2 3 4 5
|
Довжина Діаметр Час
безвідмовної роботи Маса Допустиме осьове навантаження
|
мм мм год кг кН
|
3230 95 1800 110 30
|
3610 95 2540 114 30
|
0,89 1 1,41 0,96 1
|
Виконуємо розрахунок відповідно до нормативно-технічних
документів. Для цього використовуємо технічні показники таблиці 9.1, коефіцієнт
технічного рівня визначаємо за формулою:
КТР = 
;(9.1)
де n - кількість показників - 5;1 - відносний показник
довжини, k1= 0,89;2 - відносний коефіцієнт діаметра, k2=
1;3 - відносний показник часу безвідмовної роботи, k3 =
1,41;4 - відносний показник маси, k4 = 0,96;5
- відносний показник допустимого осьового навантаження, k5 = 1;
Після підстановки числових значень маємо:
КТР = 
= 1,052.
Що є цілком прийнятною величиною.
На основі виконаного розрахунку КТР можна стверджувати, що
запропонована конструкція ГВД відповідає сучасним вимогам до нової техніки (КТР
= 1,05…1,07).
10.
ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ
.1 Методичне обґрунтування розрахунку економічного ефекту
Головний показник ефективності впровадження нової техніки -
річний економічний ефект.
Річний економічний ефект від виробництва і використання
нового обладнання, з покращеними характеристиками, визначається по формулі :
Е=
, (11.1)
Де:
З1 і З2 - приведені витрати на
одиницю,вони відображаються в оптових цінах і враховуються безпосередньо через
вартість нового обладнання .
И1 і И2 - річні експлуатаційні витрати
споживача при використанні базового і нового обладнання в розрахунку на об`єм
продукції, що виробляється за допомогою впровадженого обладнання;
К1 і К2 - супутні капітальні витрати на
впорядкування свердловини.
Ен = 0.15 єдиний нормативний коефіцієнт економічної
ефективності капітальних вкладень.
В1 і В2 - річні об`єми продукції, що
виробляється при використанні одиниці нового обладнання.
Р1 і Р2 - долі відрахувань від
балансової вартості на повне відновлення базового обладнання , зворотні
термінам служби.- річний об`єм виробництва нового обладнання в натуральних
одиницях.
10.2 Розрахунок річного економічного ефекту
Визначаємо собівартість базового гвинтового двигуна:
Cб =
, (10.2)
Де Цб - оптова ціна гвинтового двигуна;
Рн - норматив рентабельності (Рн = 0,3)
Згідно діючих цін вартість гвинтового двигуна з урахуванням ПДВ: Цз пдв
= 95000 грн.
Тоді,
Цб= 
, (10.3)
Де: Ст пдв - ставка податку на додану вартість (20%)
Цб =
грн.
Згідно формули 11.2:
Сб =
грн.
Визначаємо собівартість модернізованого гвинтового двигуна:
Сн = Сб + См, (10.4)
Де См - собівартість модернізації.
См = Смат + С монт. виг. (10.5)
Де Смат - вартість матеріалів, які використовуються для виготовлення
модернізованої деталі.
Сморт.виг. - вартість виготовлення і монтажу деталі.
Ціна матеріалу який необхідний на реалізацію модернізації з врахуванням
ПДВ складає 28 грн.
Визначимо вартість виготовлення та монтажу деталі
Смонтвиг=
н.з.
, (11.6)
де kн.з. -коефіцієнт накладних витрат по заробітній платі: kн.з.=1,3;
-
коефіцієнт, що враховує премії: =1,25;
Сti - годинна тарифна ставка робітника і-го розряду, що
входить в склад бригади;
Чі - уас виконання відповідних робіт:
- час виконання токарних робіт Чт= 6год
- час виконання слюсарних робіт Чсл = 2год
Сti=kti*Ct1, (10.7)tі
- тарифний коефіцієнт відповідного розряду
Сt1 - годинна тарифна ставка робітника 1-го
розряду (Сt1=34,1 грн.)
Для виконання завдання необхідно два робітника 5-го розряду,
токар і слюсар.
Нн - норма нарахувань на заробітну плату, яка
включає:
- пенсійне страхування - 33,2%;
- соціальне страхування - 1,5%;
фонд зайнятості населення - 1,3%;
фонд страхування на випадок травматизму - 2,57%.
Тоді, Смонтвиг = 1,3х1,25х(53,74 х 6 +
53,74 х 2) х (1 + 0,3857) = 968,1 грн.
См = 28 + 968,1 = 996,1 грн
Собівартість модернізованого гвинтового двигуна:
СН = 60897,44 + 996,1 = 61893,54 грн.
Оптова ціна модернізованого гвинтового двигуна:
Цм = Сн х (1 + Рс) , (11.8)
Цм = 61893,54х ( 1+ 0,3 ) = 80461,6 грн.
Визначаємо Р1 та Р2 - долі відрахувань
від балансової вартості на повне відновлення базового та нового обладнання:
Р1 =
, (101.9)
Р2 =
, (10.10)
Де Т1 і Т2 - строки служби гвинтового двигуна до
і після модернізації:
Т1 = 5 років, Т2= 6 років. Р1= 0,2; Р2
= 0,16
Супутні капітальні вкладення К1 і К2 - незмінні.
Продуктивність обладнання В1 і В2 -
незмінні.
З1 і З2 - приведені витрати на одиницю
базового та нового обладнання:
З1 = Цб; З2 = Цм,
отже
Річний економічний ефект від впровадження модернізованого
гвинтового двигуна складає:
Е = 
грн.
ВИСНОВКИ
В даному дипломному проекті розглянуті види вибійних двигунів
та установок для проведення капітального ремонту свердловин. Виконано опис
вибраного обладнання його технічні характеристики, переваги та недоліки.
Особливо ретельно було розглянуто конструкцію гвинтового
вибійного двигуна. Зроблено вибір прототипу комплексу обладнання.
Розглянуті важливі недоліки, які виникають під час
експлуатації ГВД при проведенні капітального ремонту. Запропоновано спосіб їх
усунення встановленням пристрою прямої та зворотної циркуляції.
Описаний процес виготовлення валу гвинтового вибійного
двигуна. Виконано розрахунок припусків на механічну обробку деталей, що
виготовляються та розрахунок режимів різання.
В економічній частині виконано розрахунок річного
економічного ефекту від впровадження удосконалень.
Оцінка технічного рівня показує працездатність виконаних
удосконалень, їх обґрунтованість і відповідність до даного типу обладнання, про
що свідчать коефіцієнти технічного рівня.
Розроблені заходи підвищення техніки безпеки проведення робіт
по капітальному ремонту свердловин.
В розділі “Охорона навколишнього середовища” проведено аналіз
можливих джерел забруднення та наведено класифікацію відходів, що утворюються
при роботі з установкою, а також описано методи їх утилізації.
Запровадження даного удосконалення сприятиме більш надійній,
ефективній та безпечній експлуатації гвинтового вибійного двигуна та
забезпечить більш зручний процес проведення промивки свердловини.
ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ НА ДЖЕРЕЛА
1. Амиров
А.Д., Карапетов К.А. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту
нефтяных и газових скважин. - М.: Недра, 1979.
2. Амиян
В.А., Амиян А.В. Повышение производительности скважин - М.: Недра, 1986.
. Блажевич
В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. - М.:
Недра, 1985.
. Аваков
В.А. Расчеты бурового оборудования. - М.: Недра, 1973.
. Баграмов
Р.А. Буровые машины и комплексы. - М.: Недра, 1988.
. Баласанян
Р.А. Атлас деталей машин. Навч. посібник дня техн. Вузів - Харків: Вища школа,
1983.
. Бойко
B.C., Кондрат P.M., Яремійчук Р.С. Довідник з нафтогазової справи. - Львів,
1996.
8. Е.И.
Бухаленко Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - Москва, Недра 1983.
9. Вавецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.:
Недра, 1986.
10. Верзилин
О.И. Современные буровые насосы. - М.: Машиностроение, 1977.
11. Ильский
А.Л. Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин. - М.: Машиностроение,
1980.
. Ильский
А.Л., Касьянов В.М., Порошин В.Г. Буровые машины, механизмы и сооружения. - М.:
Недра, 1967.
. Ильский
А.Л., Миронов Ю.В., Чернобыльский А.Г. Расчет и конструирование бурового
оборудования. - М.: Недра, 1985.
. Ильский
А.П., Шмидт А.П. Буровые машины и механизмы. - М.: Недра, 1989.
15. Кирсанов А.П., Зинонко В.П., Кардыш В.Г. Буровые машины и
механизмы. - М.: Недра, 1981.
16. Кузнецов В.С. Обслуживание и ремонт бурового
оборудования. - М: Недра - 1973.
17. Палашкин
Е.А. Справочник механика по глубокому бурению. - М.: Недра, 1981.
18. Раабен А.А., Шевалдин П.Е., Макаутов Н.Х. Монтаж и ремонт
бурового и эксплуатационного оборудования. - М. Недра, 1975.
19. Северинчик
Н.А. Машины и оборудование для бурения скважин. - М.: Недра, 1986.
20. А.М.
Юрчук. Расчеты в добыче нефти. - Недра, 1969.
. ГОСТ
2.305-68 ЕСКД. Изображения - виды, разряды, сечения.
22. ГОСТ
2.312-72 ЕСКД. Условные изображения и обозначения швов сварных соединений.
23. ГОСТ
2.316-68 ЕСКД. Правила нанесения на чертежах надписей, технических требований и
таблиц.
. ГОСТ
2.701-84 ЕСКД. Схемы. Виды и типы общие требования к выполнению.
. ГОСТ
2.321-84 ЕСКД. Обозначения буквенные.
. СНИП
1.1-23-81. Стальные конструкции. Нормы проектирования.
. Справочник
технолога-машиностроителя. В 2-хт. /Под ред. А.Г. Косиловой, Р.К. Мещерянова. -
М. Машиностроение, 1985.
. Бойчик
І.М. Економіка підприємства. - Київ. Атіка. 2002.
. Панов
Г.Е., Петряшин Л.Ф., Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой
промышленности. - Недра, 1986.
. Булатов
А.И., Макаренко П.П. Справочник инженера-еколога нефтедобывающей промышленности
по методам анализа загрязнителей окружающей среды. - М.: ООО
“Недра-Бизнесцентр”, 1999.
31. Галузевий стандарт України (ГСТУ
41-00032626-00-023-2000). Охорона довкілля. Рекультивація земель під час
спорудження нафтових та газових свердловин. Київ. 2000.