Бурения эксплуатационной скважины на воду в с. Чурапча

Зоны мелких разрывных нарушений в осадочных толщах платформенного чехла методами геологического картирования, как правило, не фиксируются и выявляются по данным геофизических работ и дешифрирования мелкомасштабных КАФМ.

1.3.3 Гидрогеологические условия

В гидрогеологическом отношении район поисковых работ приурочен к гидрогеологической структуре II порядка - Якутскому артезианскому бассейну, который, в свою очередь, входит в состав Сибирского сложного артезианского бассейна I порядка.

Исходя из особенностей геологического строения и геокриоллогических условий, в пределах территории исследований выделено два таликовых и два подмерзлотных водоносных комплекса (граф. 2).

Локально-водоносный криогенно-таликовый комплекс современных четвертичных аллювиальных - среднеюрских терригенных отложений (Q_H - J)

Данный комплекс в пределах площади работ приурочен к долине р. Татты. Ввиду отсутствия как прямых, так и косвенных данных (бурения скважин и наземных геофизических работ), говорить о его существовании можно лишь предположительно. Поэтому описание гидрогеологических характеристик комплекса приведено на основании ранее проведенных работ на сопредельной территории, где подрусловой талик был вскрыт в долине р. Амги в районе с. Мындагай [Зубков, 1990ф].

По всему разрезу скважины (в интервале 0,0 - 103,0 м) отложения находятся в талом состоянии. Водовмещающие породы представлены юрскими песчаниками и алевролитами. Подземные воды были вскрыты на глубине 11,1 м. Глубина залегания статического уровня - +0,2 м. Воды слабонапорные (с величиной напора 11,3 м), по типу фильтрации - трещинно-пластовые. Дебит скважины при проведении опытной откачки составил 0,7 л/с при понижении уровня 4,6 м, удельный дебит - 0,15 л/с*м, коэффициент водопроводимости - 15 м²/сут.

По химическому составу подземные воды таликовой зоны гидрокарбонатно-сульфатные кальциево-магниевые с величиной сухого остатка 1,2 г/дм³. Величины общей жёсткости вод составили 16,26 - 16,55 мг-экв/дм³, окисляемости - 8,24 - 8,73 мгО₂/дм³.

Локально-водоносный криогенно-таликовый комплекс четвертичных озёрно-аллювиальных - среднеюрских терригенных отложений (Q - J₂)

Таликовые воды рассматриваемого комплекса на территории исследований были вскрыты и опробованы скважинами 7ф (оз. Имитте) глубиной 48,3 м [Фёдоров, 1968ф], 3ф и 8ф (аласы Дьарыла и Мээрдийе) глубиной, соответственно 125,0 и 150,4 м [Дмитриев, 1971ф].

В скважине 7ф талые породы залегают в интервале 2,9 - 45,0 м, в скв 3ф - в интервале 0,8 - 90,0 м, в скв. 8ф - с глубины 11,3 м до забоя скважины (150,4 м). Харатерным для всех скважин является наличие в верхней части таликовой зоны талых, но практически безводных верхнечетвертичных озёрных суглинков и супесей. Водоносная часть разреза представлена озёрно-аллювиальными песками мавринской свиты, аллювиальными разнозернистыми песками и галечниками тустахской свиты, а также трещиноватыми мелкозернистыми слабо сцементированными песчаниками средней юры. Подземные воды были вскрыты на глубинах 23,5 - 48,4 м. Глубины залегания пьезометрического уровня изменяются от 0,65 до 7,8 м. Воды напорные с величиной напора - 22,85 - 47,0 м, по типу фильтрации - поровые, порово-пластовые в четвертичных отложениях и трещинно-пластовые - в среднеюрских.

Дебиты скважин в процессе откачки колебались от 0,38 до 0,62 л/с, понижения - от 3,42 до 12,0 м, удельные дебиты - от 0,035 до 0,18 л/с*м. Коэффициент фильтрации отложений в скв. 3 и 8 составил 0,3 м/сут. По химическому составу таликовые воды нейтральные (pH = 7,2 - 8,0), от пресных до слабосолоноватых (минерализация изменяется в пределах 0,64 - 1,71 г/дм3), гидрокарбонатные, карбонатно-гидрокарбонатные, иногда - смешанные по анионам. По катионам преобладают магниево-натриевые или натриевые типы вод. Общая жёсткость изменяется от 4,2 до 8,8 мг-экв/дм3.

Помимо скважин, вскрывших и заверивших наличие подозёрных таликовых зон, в пределах территории исследований в разное время был выполнен большой комплекс наземных геофизических работ методами электро- и сейсморазведки [Фёдоров, 1968ф, Зубков, 1990ф]. Подозёрные талики были выявлены под большинством озёр. Площадь таликовых зон изменялась от 0,02 - 0,04 до 0,9 (оз. Имитте) - 2,0 км² (оз. Чурапча), средняя мощность их под крупными озёрами составила 40 - 45 м, максимальная - может достигать 60 - 70 м. В большинстве случаев, границы таликов не выходят за пределы водной поверхности озёр.

Таликовые воды рассматриваемого комплекса на территории исследований были вскрыты и опробованы в процессе поисковых работ [Метелёв, 2010ф] скважинами 2, 6 и 7, расположенными на северном берегу оз. Буор-Дие (граф. 2, 3). По данным буровых и наземных геофизических работ таликовая зона под оз. Буор-Дие имеет площадь 580000 м².

До глубин 15,2 - 16,3 м вскрыт «козырек» ММП. Водовмещающие породы залегают ниже пачки глин сартанского горизонта и представлены четвертичными песками, а также трещиноватыми песчаниками и алевролитами средней юры. Интервал залегания кровли водоносного комплекса изменяется от 19,5 (скв. 6) до 21,7 метра (скв. 7). Интервал залегания подошвы изменяется от 48,2 м (скв. 2) до 50 метров. Скважины 6 и 7 при глубине 50, 0 м не вышли из талых пород. По аналогии со скважиной 2, можно предположить, что глубина залегания мерзлых пород не превышает 50 метров. Средняя мощность водоносного комплекса принимается равной 29 метров. Глубина залегания пьезометрического уровня в летний период 2009 г. составила 0,70 - 0,98 м (скв. 2), что практически совпадает с уровнем воды в оз. Буор-Дие. Зимой 2010 г. уровни подземных вод устанавливались на глубинах 1,56 - 2,17 м. Воды напорные, с величиной напора 17,55 - 21,0 м, по типу фильтрации - поровые в четвертичных отложениях, порово-пластовые и трещинно-пластовые - в среднеюрских.

По результатам опытных гидрогеологических работ дебиты скважин изменялись от 1,32 (скв. 7) до 6,45 л/с (скв. 2). Понижения при откачке из скважины 2 летом колебались в пределах 8,76 - 10,64 м, зимой во всех скважинах они не превышали 6,92 - 8,02 м. Удельные дебиты - 0,17 - 0,93 л/с*м. Значения коэффициента водопроводимости изменялись в пределах 50 - 459 м²/сут, коэффициента уровнепроводности - 2,54*10³ - 2,54*10⁴ м²/сут.

По действующему проекту на участке работ были восстановлены скважины 2,6 и7 и проведена опытная кустовая откачка из криогенно-таликового локально-водоносного комплекса четвертичных озёрно-аллювиальных - среднеюрских отложений. Уровни в скважинах на начало откачки (15 июля) установились на глубинах 0,88 (скв.2,7) - 0,91 м (скв.6).

По данным опытной кустовой откачки достигнут суммарный дебит 10,41 л/с или 899 м³/сут. Понижение в центральных скважинах на конец откачки составило: 2 -8,38 м, 6 - 7,94 м, удельный дебит соответственно - 0,6 и 0,68 л/с*м. В наблюдательной скважине 7 понижение на конец откачки составило 5,54 м.

По химическому составу подземные воды хлоридно-гидрокарбонатные магниево-натриевые с минерализацией до 1,46 г/дм³. Не соответствуют нормам СанПиН 2.1.4.1074-01 по содержанию железа, значению окисляемости и цветности. В единичных пробах наблюдается незначительное превышение содержания натрия, лития, значения сухого остатка и запаха.

Исходя из вышеуказанного, отметим, что воды криогенно-таликового локально-водоносного комплекса верхнечетвертичных озёрно-аллювиальных - среднеюрских отложений обладают хорошим качеством, по большинству показателей соответствуя требованиям СанПиН 2.1.4. 1074-01. После предварительной водоподготовки таликовые воды могут быть использованы в хозяйственно-питьевых целях. Всё это позволяет считать воды комплекса перспективными для целей водоснабжения с. Чурапча.

Водоносный субкриогенный нижнеюрский терригенный комплекс -J₁

Имеет повсеместное распространение в северной и центральной частях изучаемой территории, выклинивается на юге и является первым от поверхности региональным комплексом. Вскрыт скважинами 2ф (с. Маралайы) и 5ф (с. Чурапча) на глубинах, соответственно, 415 и 563 м. Водовмещающие породы представлены серыми кварц-полевошпатовыми разнозернистыми песчаниками, тонкослоистыми алевролитами и конгломератами. По условиям фильтрации подземные воды относятся к трещинно-пластовым. Воды высоконапорные, величина напора изменяется от 223 до 395 м, пьезометрические уровни устанавливаются на глубинах 170 - 192 м (абсолютные отметки уровней - 1,02 - 15,0 м).

Дебиты скважин 5ф и 2ф в процессе откачек составили, соответственно, 0,68 и 1,47 л/с при понижениях 37,6 и 42,0 м, удельные дебиты - 0,02 и 0,004 л/с*м. Значения коэффициента водопроводимости не превышали 0,8 - 4,3 м²/сут.

Поскольку опробование нижнеюрских подмерзлотных вод на территории работ повсеместно производилось совместно со среднекембрийскими, описание химического состава вод комплекса приводится по данным исследований, выполненных на сопредельных территориях, где опробовались исключительно юрские отложения (Чыаппара, Толон-Бахсинский, Черкёх и др.). По их результатам подземные воды комплекса нейтральные, реже - слабо- или умеренно-щелочные (pH = 7,7 - 8,9), от пресных до слабосолоноватых (минерализация изменяется от 0,9 до 2,3 г/дм³). Преобладающие типы вод - хлоридно-гидрокарбонатный, сульфатно-хлоридно-гидрокарбонатный натриевый или натриево-магниевый. Иногда встречаются сульфатно-хлоридные и хлоридно-сульфатные воды с аналогичным катионным составом. Величины общей жёсткости колеблются в пределах 0,35 - 10,7 мг-экв/дм³, окисляемости - 2,0 - 7,6 мгО₂/дм³.

Водоносный субкриогенный среднекембрийский карбонатный комплекс -Є₂

Отложения комплекса имеют повсеместное распространение в пределах района исследований. В северной и центральной частях площади работ они перекрываются талыми обводнёнными нижеюрскими образованиями, а на юге территории комплекс залегает первым от поверхности.

Подмерзлотные воды среднего кембрия вскрыты скв. 2ф, 4ф, 5ф и 9ф на глубинах от 380 до 570 м. Водовмещающими породами являются трещиноватые карбонатные отложения (известняки, доломиты, мергели). Вскрытая мощность обводнённой части разреза изменяется от 7,0 (скв. 4) до 205 м (скв. 9). Верхним водоупором являются многолетнемёрзлые породы, регионально выдержанный нижний водоупор отсутствует. По типу фильтрации воды комплекса являются трещинно-пластовыми.

Глубины залегания пьезометрического уровня колеблются от 107 до 192 м при абсолютных отметках 1,0 - 100,6 м, величины напоров изменяются в пределах 223 - 395 м.

Величины дебитов скважин при проведении опытных откачек не превышали 0,4 - 1,47 л/с при понижениях 10,8 - 121 м, удельных дебитов - 0,004 - 0,02 л/с*м, значений коэффициента водопроводимости - 0,7 - 4,3 м²/сут.

По химическому составу подмерзлотные воды среднекембрийских отложений, вскрытых в пределах территории работ, нейтральные (pH = 7,7 - 8,0) пресные или весьма слабосолоноватые с минерализацией 0,7 - 1,4 г/дм³. Характерна пестрота типов воды: хлоридно-сульфатный, сульфатно-хлоридный, хлоридно-сульфатно-гидрокарбонатный натриево-магниевый, натриево-кальциевый или смешанный по катионам. Общая жёсткость подземных вод колеблется в пределах 4,2 - 10,7 мг-экв/дм³, окисляемость - 2,5 - 4,5 мгО₂/дм³.

В заключение отметим, что подмерзлотные воды исследуемой территории, приуроченные к отложениям юрской и кембрийской систем, представляют собой единую высоконапорную гидравлическую систему, верхним региональным водоупором которой является толща многолетнемёрзлых пород. Области питания и разгрузки подмерзлотных вод расположены за пределами площади работ.

Чётко выраженная связь между степенью водопроводимости пород и особенностями тектонического строения территории отсутствует. По-видимому, водопроницаемость отложений находится в прямой зависимости от степени трещиноватости, неоднородности, анизотропии, фильтрационных и ёмкостных свойств пород

Глава 2. Технико-технологическая часть

2.1 Геолого-технические условия

В данной работе проектируется гидрогеологическая скважина на участке Чурапчы.

Глубина проектной скважинысоставляет 600,2 м. Категория пород по буримости от IV до VII. Всего для выполнения поставленных геологических задач проектом предусматривается пробурить 1 поисковую скважину общим объемом 600,2 пог.м.

Бурение скважин предусматривается с отбором керна. Это связано с необходимостью изучения состава, физических свойств горных пород, принимающих участие в геологическом строении площади, уточнением их возраста, геохимических особенностей.

Выход керна по пластам рабочей мощности на поисковой стадии принимается не ниже 70%. Следует отметить, что фактические глубины скважин при выполнении геологических задач могут отличаться от проектных как в большую, так и в меньшую сторону в силу ряда факторов, которые невозможно учесть при проектировании.

После завершения бурения керн будет храниться на буровых площадках до утраты своего значения в результате проведения более детальных работ.

Усреднённый проектный геологический разрез скважины приведен в таблице 2.1

Таблица 2.1 Усреднённый геологический разрез проектной гидрогеологической скважины глубиной 600,2 метров

Проектный геологический разрез	Возраст	Интервал бурения, м	Категория пород	Мощность слоя, м	Глубина подошвы слоя, м
Суглинок буровато-серый мерзлый	Q	0-12	IV	12	12
Песок буровато-серый крупнозернистый с включениями гравия и гальки 5% мерзлый	Q	12-45	IV	33	45
Песчаник серый кварцполевошпатовый мелкозернистый слабосцементированный мерзлый	J2	45-92	IV	47	92
Алевролит плотный темно-серый мерзлый	J2	92-100	V	8	100
Песчаник серый мелкозернистый слабосцементированный мерзлый	J2	100-120	V	20	120
Алевролит плотный темно-серый мерзлый	J2	120-135	V	15	135
Песчаник серый кварцполевошпатовый мелкозернистый слабосцементированный мерзлый	J2	135-175	V	40	175
Алевролит плотный серый мерзлый	J1	175-185	V	10	185
Песчаник серый мелкозернистый слабосцементированный мерзлый	J1	185-200	V	15	200
Алевролит темно-коричневый плотный мерзлый	J1	200-210	V	10	210
Песчаник серый кварцполевошпатовый мелкозернистый слабоцементированный мерзлый	J1	210-276	V	65	276
Алевролит темно-коричневый плотный мерзлый	J1	276-290	V	14	290
Песчаник серый кварцполевошпатовый тонко-мелкозернистый слюдистый, с прослойками алевролитов, слабосцементированный мерзлый	J1	290-319.6	VI	29.6	319.6
Алевролит темно-коричневый плотный мерзлый	J1	319.6-332	VI	12.6	332
Песчаник серый кварцполевошпатовый мелкозернистый слабосцементированный мерзлый	J1	332-417.5	VI	85.5	417.5
Алевролит серый слюдистый с включениями обуглившихся растительных остатков мерзлый	J1	417.5-435	VI	17.5	435
Песчаник серый кварцполевошпатовый тонко-мелкозернистый слюдистый, с включениями обуглившихся растительных остатков, мерзлый	J1	435-470	VI	35	470
Алевролит темно-коричневый плотный мерзлый	J1	470-481	VII	11	481
Песчаник серый кварцполевошпатовый среднезернистый слабосцементированный мерзлый	J1	481-511	VII	30	511
Алевролит зеленоватый плотный мерзлый	J1	511-520	VII	9	520
Песчаник серый кварцполевошпатовый средне -крупнозернистый , в инт-пах: 550.5-554.9 м - с прослоями конгломерата, 554.9-561 м - с включениями гальки. Породы мерзлые	J1	520-561	VII	41	561
Песчаник серый среднезернистый слаботрещиноватый, в инт-пах: 566.7-569 м - прослоями конгломерата, 569-572.8 м глина. Породы талые	J1	561-572.8	VI	11.8	572.8
Известняк от розоватого до серого слаботрещиноватый талый	2	572.8-600.2	VI	27.4	600.2

2.2 Выбор способа бурения

Выбор способа бурения зависит от многих факторов: объема бурения, количества скважин, геологических условий, удаленности от районного центра, наличия воды, климата района работ. С учетом геолого-технической характеристики и категории буримости горных пород проектного разреза наиболее оптимальным способом является колонковое вращательное бурение.

При бурении скважины колонковым способом используются твердосплавные коронки типа СМ и СА. Расширение ствола скважины проводится трехшарошечным долотом типа СТЦВ.

2.3 Разработка конструкции скважины

Конструкция скважин определяется типом применяемой буровой техники, технологией бурения и решаемыми задачами. При возможности конструкцию скважины стараются сделать как можно простой, так как это снижает расход труб, повышает производительность тр

уда и уменьшает затраты на бурение.

Определение диаметров скважины на различных интервалах глубины производится снизу вверх, начиная с определения диаметра последнего интервала скважины (конечный диаметр бурения). При бурении разведочных скважин на твердые полезные ископаемые конечный диаметр бурения определяется представительностью керновой пробы и размерами скважинного геофизического оборудования.

Минимально допустимый диаметр керна, который удовлетворяет требованиям качественного опробования продуктивного пласта, зависит от степени изменчивости залегания пласта полезного ископаемого.

Точка заложения скважины выбиралась, главным образом, исходя из близости к водопотребителю, и согласована с администрацией МО «Чурапчинский наслег».

Конструкция пройденной гидрогеологической скважины №1 фактической глубиной 600,2 м разработана, исходя из возможности проведения опытно-фильтрационных работ с применением насоса ЭЦВ-6-10-350, и соответствует проектной конструкции. Скважина до глубины 50 м обсажена колонной диаметром 324 мм, в интервале 0-350 м установлена колонна диаметром 219 мм, интервал 340-566 м обсажен колонной 127 мм, в интервале 560-566 м колонна перфорирована. Фильтровая колонна диаметром 89 мм установлена в интервале 560-600,2 м. Тип фильтра - щелевая перфорация.

Рис. 2.1 Конструкция скважин

2.4 Выбор бурового оборудования

2.4.1 Выбор бурового станка

Выбор бурового оборудования определяется проектной конструкцией скважины, способом бурения, параметрами бурового инструмента, а также требованиями к транспортабельности буровой установки.

Правильный выбор бурового станка обеспечит оптимальное время и качество проведения буровых работ. При выборе станка должно учитываться обеспечение им бурения до проектной глубины и диаметра бурения.

Рис. 2.2 Буровая установка 1БА-15В: 1 - двигатель ЯМЗ-256; 2, 11, 14, 32 - пневмокамеры; 3 - коробка передач двигателя; 4, 8, 22, 27, 34, 35 - карданные валы; 5 - коробка отбора мощности; 6 - генератор; 7, 10, 25, 29 - клиноременные передачи; 9 - буровой насос; 12 - коробка передач; 13 - лебедка; 15 - индикатор веса; 16 - талевый канат; 17 - ведущая труба; 18 - вертлюг; 19 - талевый блок; 20 - кронблок; 21 - ротор; 23 - цепная передача; 24 - гидронасос; 26 - тахогенератор; 28 - аварийный компрессор; 30 - компрессор двигателя; 31 - двигатель Д-108 для привода компрессора; 33 - редуктор угловой; 36 - компрессор К9М.

На основании проектной глубины скважины, выбранного конечного диаметра и способа бурения скважин, я выбрал буровую установку БА15.06, (аналог буровой установки 1БА - 15В). Буровой установка БА15.06 предназначен для бурения роторным способом для сооружения вертикальных водных скважин в породах мягкой и средней твердости с прямой промывкой забоя. Буровые агрегаты представляют собой группу унифицированных буровых машин, смонтированных на шасси УРАЛ-4320, оснащенных различными механизмами в соответствии с применяемой потребителем технологии сооружения скважин. Буровой агрегат включает ротор Р-410, двухбарабанная лебедка, мачта высотой 18,6 метров с полатями верхового рабочего, буровой насос НБ50.

Мачта

- тип - складывающаяся с открытой передней гранью;

- способ подъема и опускания - гидродомкратами двойного действия;

- кронблок - трехроликовый;

- высота, м - 18,4

- просвет (от стола ротора до кронблока), м - 15,5

Рис. 2.3 - Буровая мачта

2.4.2 Выбор бурового насоса

В комплект используемой буровой установки входит буровой насос НБ50.

Буровой насос НБ50 - горизонтальный, двухцилиндровый, двустороннего действия, приводной со встроенным зубчатым редуктором. Предназначен для нагнетания промывочной жидкости (воды, глинистого раствора) в скважину при геологоразведочном и структурно-поисковом бурении на нефть и газ.

В качестве промывочной жидкости при бурении скважин будет использоваться глинистый раствор в интервале 0-250, а от 250-600 техническая вода.

Глинистый раствор:

- вязкость 18-20 сек,

- плотность 1,25 г/см³,

- водоотдача 5-10 см³

Таблица 2.2 Технические характеристики

Мощность, кВт	50
Ход поршня, мм	160
Число двойных ходов в мин	105
Частота вращения трансмиссионного вала, об/мин	394
Высота всасывания, м	3
Диаметр патрубков, мм:
-- всасывающего	113
-- нагнетательного	50

2.5 Выбор технологического, вспомогательного и аварийного инструмента

В зависимости от конструкции скважины, способа бурения, типа бурового станка, производится выбор бурового инструмента. Необходимо выбрать технологический, вспомогательный и аварийный инструмент, а также инструмент для обсадки и извлечения труб который будет использоваться для бурения скважин.

2.5.1 Породоразрушающий инструмент

Бурение по породам IV-VII категорий будет осуществляться твердосплавными коронками типов СМ-4, СМ-5, СМ-6, диаметром 93 мм.

Твердосплавная коронка типа СМ-4: предназначена для бурения преимущественно малоабразивных монолитных перемежающихся пород V-VI и частично VII категории по буримости (алевролитов, аргиллитов глинистых и песчаных сланцев, известняков, слабых песчаников и т.д.).

Таблица 2.3 Техническая характеристика:

Артикул	Диаметр наружный, мм	Диаметр внутренний, мм
СМ-4	76	58
	93	78
	112	92
	132	123
	151	132

Твердосплавная коронка типа СМ-5: Предназначены для бурения преимущественно малоабразивных монолитных и слаботрещиноватых горных пород V-VI категорий по буримости (типа доломитов, известняков, глинистых и песчаных сланцев, серпентинитов и т.п.).

Таблица 2.4 Техническая характеристика:

Артикул	Диаметр наружный, мм	Диаметр внутренний, мм
СМ-5	59	44
	76	59
	93	75
	112	94
	132	114
	151	133



Рис. 2.4. СМ - 5

Рис. 2.5. Коронки СМ-4 (а) и СМ-6 (б): 1 - корпус; 2 - центральный резец; 3 - наружный резец; 4 дополнительный резец; 5 - основной резец; 6 - подрезной резец.

Твердосплавная коронка типа СМ-6: предназначена для бурения преимущественно малоабразивных монолитных и трещиноватых пород VI-VII категорий по буримости (доломитов, известняков, серпентинитов, перидотитов и т.д.).

Таблица 2.5 Техническая характеристика:

Артикул	Диаметр наружный, мм	Диаметр внутренний, мм
СМ-6	46	31
	59	44
	76	59
	93	75
	112	94
	132	114
	151	133

2.5.2 Выбор бурильных труб

Выбор бурильных труб зависит от конструкции скважины, конечного диаметра и способа бурения.

При заданной глубине скважины (600.2 м) и ее диаметрах (76 мм,93 мм,112 мм) я выбрал бурильные трубы муфтово-замкового соединения СБТМ-50. Они используются при бурении до глубины скважины 2000м, труба применяется как и в алмазном бурении, так и в твердосплавном.

Масса бурильных труб на 1 метр (кг) = 6,04 кг,

Наружный диаметр буровой трубы (м) = 0,050 м

2.5.3 Выбор вспомогательного и специального инструмента

В состав вспомогательного инструмента входят: труборазворот, элеватор, ключи для свинчивания и развинчивания бурильных труб. Для работы с буровым снарядом используются следующие инструменты:

1. Ключи шарнирные для бурильных труб.

2. Ключи шарнирные типа КШ для обсадных и колонковых груб.

3. Ключи короночные типа КК для твердосплавных и алмазныхкоронок.

4. Ключи гладкозахватные типа КГ колонковых труб.

5. Ключи типа КБ для алмазных коронок и расширителей.

6. Вилки подкладные, отбойные.

7. Хомуты шарнирные, полуавтоматические элеваторы метчики, труборазворот, труборезы колокола, и тд.

Труборазворот применяется для свинчивания и развинчивания бурильных труб. В комплект используемой буровой установки входит труборазворот РТ-1200М, который может применяться для свинчивания и развинчивания бурильных труб диаметром 42, 50, 63.5 мм и УБТ диаметром 73, 89 и 108 мм. Это вполне соответствует выдвигаемым к данному вспомогательному инструменту требованиям.

Труборазворот типа РТ-1200-2М (Рис. 2.6). Вращатель и электродвигатель, закрытый защитным кожухом, закреплены на опорной раме труборазворота.

Рис. 2.6. 1 - водила; 2 - ведущая вилка; 3 - центратор; 4 - комплект подкладных вилок; 5 - электродвигатель; 6 - промежуточный корпус; 7 - крышка редуктора; 8 - вращатель; 9 - рама. б) ведущая вилка: 1 - корпус с пазом; 2 - ручка; 3 - запорный выступ.

Вращатель представляет собой редуктор, в корпусе которого выполнено центральное отверстие диаметром 205 мм, предназначенное для прохождения бурового снаряда в процессе бурения и во время проведения спуско-подъемных операций. В отверстие установлен центратор, ограничивающий радиальное перемещение бурового инструмента и служащий для подкладных вилок.

Труборазворот устанавливают над устьем скважины на весь период бурения. Вертикальная ось отверстия труборазворота для прохождения бурового инструмента должна совпадать с осью вращателя станка.

Элеватор предназначен для спуска и подъема бурильных труб. Элеватор служит для спуска и подъема труб муфтово-замкового и ниппельного соединений диаметром 42 и 50 мм. Трубы, которые были выбраны ранее СБТМ-50, позволяют использовать данный элеватор.

Элеватор МЗ-50-80-2 (Рис. 2.7.) предназначен для захвата бурильных труб при проведении спуско-подъемных операций. Он работает с наголовниками (рис. 2.8.) и состоит из поворотного устройства или подвески, серьги, корпуса и съемного затвора. Поворотное устройство позволяет поворачивать элеватор относительно талевого каната. Корпус элеватора в нижней части имеет вертикальную цилиндрическую расточку с опорным буртом, служащую для посадки наголовника, и необходимый для наведения элеватора на трубу. В состав наголовника входит специальный стержень, при верхнем положении которого наголовник надевается на муфту бурильного замка. Затем стержень опускается вниз и поворачивается вправо до упора. В таком положении исключается отсоединение наголовника от трубы во время ведения спуско-подъемных операций.

Для сборки и разборки колонковых наборов и обсадных труб применяются ключи и вилки различных типов. Сборка и разборка снарядов при бурении рассматриваемой скважины должна осуществляться двумя типами ключей: шарнирные ключи и короночные ключи.

Инструмент для ликвидации прихватов и труборезы

Для извлечения прихваченных колонковых и обсадных труб в первую очередь используются грузоподъемные устройства буровых установок: лебедки, талевые системы, гидроцилиндры. Если эти попытки оказались безрезультатными, то для ликвидации аварии применяется специальный инструмент.

Рис. 2.7. 1 - серьга; 2 - корпус; 3 - ось; 4 - палец; 5 - бобышка; 6 - отражатель.

Рис. 2.8. 1 - корпус; 2 - стержень; 3 - фиксирующий винт; 4 - головка.

Домкраты рекомендуются в тех случаях, когда сила прихвата меньше допустимых нагрузок на обсадную или бурильную колонну.

Раструб предназначен для обуривания прихваченных колонковых наборов без подъема обсадных труб и расширения ствола скважины.

Используется также устройство для определения места прихвата труб. Труборезы - аварийные инструменты, служащие для отрезания бурильных, колонковых и обсадных труб в скважине с целью их извлечения.

· Отсоединительные переходники

В состав снаряда необходимо включать специальные трубные переходники, позволяющие отсоединять бурильную колонну от прихваченного колонкового набора за один прием, без дополнительных спусков и подъемов - это поможет избежать осложнений, связанных с обрывами бурильных труб, поломками метчиков.

2.6 Обсадные трубы

Обсадная труба (колонна) - это стальная или пластиковая труба, которая служит для укрепления стенок и изоляции ствола скважины.

Обсадная труба опускается в скважину, чтобы ее стенки не давали рыхлым слоям породы осыпаться. Таким образом, труба обсадная плотно прилегает к стенкам самой скважины. Когда верхние слои породы пробурены, в скважину опускают колонну обсадных труб, а между ними и стенкой скважины заливают бетон, чтобы трубы закрепились. Затем в эту колонну опускают другую колонну труб, меньших в диаметре, для дальнейших работ или непосредственно использования. В каждом отдельном случае труба обсадная должна быть четко установленного размера и диаметра.

К обсадным трубам предъявляются достаточно строгие требования. Во-первых, несмотря на разностенность труб и их овальность, они не должны выходить по толщине стенок и диаметру за те пределы, которые установлены правилами. Если изготавливается труба обсадная с обычной точностью, то непрямолинейность (на 1 м) не должна быть больше 0,7 мм (при диаметре 33,5-89 мм) и 1 мм (при диаметре 108 -146). При изготовлении обсадных труб с повышенной точностью их непрямолинейность не должна превышать 0,3 мм или 0,5 мм при диаметре 33,5-89 мм и 108 -146 мм соответственно.

Как указывалось выше, по проекту предусматривается обсадить скважину обсадной колонной диаметром 127мм, во избежание обрушения стенок скважины.

2.7 Проектирование технологических режимов бурения

Под параметрами режима вращательного бурения с промывкой подразумевают осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент, частоту его вращения и расход очистного агента. Изменяя указанные параметры можно добиться повышения технико-экономических показателей бурения. Параметры режима бурения рассчитывают в зависимости от типа бурения (алмазного, твердосплавного, бескернового) и устанавливаются согласно технической характеристике бурового станка и насоса. Выбранную частоту вращения бурового инструмента проверяют расчетным путем, исходя из возможности станка и установочной мощности привода.

2.7.1 Проектирование режимов для твердосплавного бурения

Осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент зависит главным образом от физико-механических свойств пород, материала резцов и их опорной поверхности.

Осевая нагрузка на твердосплавное бурение определяется по формуле

P - осевая нагрузка

- рекомендуемая нагрузка на 1 основной резец, даН

m -число основных резцов в коронке, шт. значение рекомендуемых нагрузок на 1 резец в коронке (даН)

Таблица 2.6 Рекомендуемая осевая нагрузка на коронки различных типов и групп

Группа и тип коронки	Категории буримости
	I - II	II - IV	V	V - VI	VII-IIX
СМ-4	-	-	50 - 60	60 - 80	60 - 80
СМ-5	-	-	-	50 - 60	50 - 60
СМ-6	-	-	-	50 - 60	50 - 80

Таблица 2.7 Техническая характеристика коронок СМ-4, СМ-5

Категории пород по буримости	Типоразмер коронки	Размер, мм	Число резцов
		наружный	внутренний	основных
VI	CМ-5 - 132	132	114	24
	СМ-5 - 76	76	61	12

Коронка СМ5-132:

Коронка СМ5-76:

Частоту вращения рассчитывает исходя из рекомендуемых значений окружной скорости коронки, которые принимаются тем больше, чем диаметр коронки.

Частота вращения коронки рассчитывается по формуле:

где V_окр - скорость коронки, м/с; D_нар и D_внут- наружный и внутренний диаметр, м.

Для твердосплавного бурения окружной скорости коронки рекомендуется в пределах 1,4 - 1,5 м/с. Берем V_окр = 1,5 м/с.

Коронка СМ5-132:

Коронка СМ5-76:

Расход промывочной жидкости:

Расход промывочной жидкости определяется по формуле:

- коэффициент очистки забоя, характеризующий расход жидкости на площадь 1 за 1 мин, л/мин.

D - наружный диаметр коронки, см.

Коронка СМ5-132:

Коронка СМ5-76:

2.7.2 Проектирование режимов для алмазного бурения

Осевая нагрузка:

Оптимальная осевая нагрузка может быть рассчитана на основании значений удельной нагрузки на 1 рабочей площади торца алмазной коронки, рекомендованной для различных категорий пород, по формуле:

P - осевая нагрузка

- удельная нагрузка на 1 коронки, даН/

S -рабочая площадь торца алмазной коронки

Алмазная коронка 01А3

P =

Частота вращения:

Определяется по формуле, что и для твердосплавного бурения:

- окружная скорость коронки, = 12 м/c

- наружный и внутренний диаметр коронки, м.

Расход очистного агента:

Расход промывочной жидкости определяется по формуле:

- коэффициент очистки забоя, характеризующий расход жидкости на площадь 1 за 1 мин, л/мин.

- площадь забоя скважины, (Площадь круга)

2.8 Выбор КИП и автоматизация производственных процессов

Контрольно-измерительные приборы (КИП) предназначены для регистрации и управления основными параметрами процесса бурения с целью поддержания оптимального технологического режима и предотвращения аварийных ситуаций. К таким определяющим параметрам относятся: осевая нагрузка на забой, механическая скорость бурения, частота вращения КБТ, крутящий момент и др.

Для контроля параметров режима бурения может использоваться аппаратура комплексного контроля и контроля отдельных параметров.

Контрольно-измерительная аппаратура КУРС-411 - средство комплексного контроля параметров режима бурения, предназначена для оснащения буровой установки, обеспечивает визуальный контроль и регистрацию нагрузки на породоразрушающий инструмент, контроль механической скорости бурения, расхода и давления промывочной жидкости.

В состав «Курс-411» входят:

ѕ Индикатор веса бурового снаряда, Н 50 000

ѕ Индикатор усилия на крюке, Н 80000

ѕ Измеритель нагрузки, Н 25000

ѕ Манометр для измерения давления, Н/ 0-1000

ѕ Индикатор механической скорости бурения, м/ч 0-3; 0-15

2.9 Разработка мер по обеспечению качественного отбора кернового материала

При бурении геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые керн, шлам являются основными фактическими материалами.

Для изучения геологического строения того или иного месторождения требуется получение кернового материала в необходимом количестве и нужного качества. В зависимости от состояния горных пород в их естественном залегании и их физических свойств применяются различные технические средства и технологические приемы для отбора керна в процессе бурения.

На выход керна оказывают отрицательное воздействие ряд факторов.

Геологические факторы:

· Разрушение и истирание мягких прослоев и участков;

· Разрыхление или уплотнение пород;

· Растворение или выщелачивание минералов;

· Растепление мерзлых пород.

Технические факторы:

· Деформации и механические разрушения керна;

· Размывание керна;

· Уменьшение диаметра керна и его прочности.

Технологические факторы:

· Механическое разрушение керна за счет вибрации;

· Растворение керна в промывочной жидкости;

· Выпадение керна расхаживании снарядов;

· Потери керна при его подъеме.

Для снижения отрицательного воздействия перечисленных факторов используется технологические мероприятия и технические средства повышения выхода керна.

Технологические мероприятия:

· Снижение частоты вращения бурового снаряда при бурении по полезному ископаемому;

· Снижение расхода промывочной жидкости;

· Бурение укороченными рейсами;

К техническим средствам повышения выхода керна относятся двойные колонковые трубы и ССК.

В процессе бурения скважин опробованию подлежат все угольные пласты мощностью 0,5м и более. Выход керна по пластам рабочей мощности на поисковой стадии принимается не ниже 70%. Исходя из этих данных на проявлениях угольного пласта, бурение будет осуществляться короткими рейсами до 1 м, и с применением двойных колонковых труб ДН-2.

2.10 Мероприятия по предупреждению осложнений и аварий

Внедрение мероприятий по предупреждению аварий является важным фактором снижения аварийности.

Эти мероприятия могут быть самыми разнообразными - организационными, технологическими и техническими.

Организационные мероприятия сводятся к изучению и анализу характера аварий, происходящих на конкретном месторождении, и проведению специальных семинаров по изучению причин и методов ликвидации аварий и способов их предупреждения.

Технические мероприятия направлены на поддержание технического состояния наземного оборудования путем проведения регулярных профилактических ремонтов. Своевременное проведение ремонтов и регулировка отдельных узлов, контрольно-измерительной аппаратуры позволяет предупредить аварии, связанные с обрывами бурильных труб, прихватами и падением бурового снаряда в скважину.

Для предупреждения обрывов бурильных труб проводятся мероприятия, направленные на устранение дефектов в их изготовлении, своевременный контроль их износа и повышение их прочности. Допустимый износ по диаметру для бурильных труб составляет 2,5 мм, для их соединений - 3,5 мм. Один раз в две недели необходимо с помощью специального шаблона и приборов проводить дефектоскопию и проверять износ бурильных труб и осуществлять их отбраковку. С целью снижения вибраций и улучшения условий работы бурильной колонны диаметр бурильных труб должен быть максимально приближен к диаметру скважины: d= 0,9D(где d- диаметр бурильных труб; D- диаметр скважины).

Для повышения прочности бурильных труб и их соединений проводят нормализацию их поверхности и обработку токами высокой частоты.

Применение контрольно-измерительной аппаратуры (указателя осевой нагрузки, самопишущего ваттметра, ограничителя крутящего момента и др.) позволяет избежать перегрузок бурильных труб и предупредить их обрывы.

Для предупреждения прихватов бурового снаряда необходимо следить за своевременной очисткой промывочной жидкости от шлама и поддерживать качество промывочной жидкости в соответствии с геолого-техническими условиями бурения.

При возникновении затяжек бурового снаряда следует прорабатывать ствол скважины в зоне затяжек, а спуск и подъем снаряда в этих интервалах проводить с вращением и обильной промывкой. Нельзя оставлять буровой снаряд на забое или в призабойной зоне при прекращении вращения и промывки.

Для предупреждения аварий с породоразрушающим инструментом необходимо:

- не допускать спуск в скважину коронок и долот, имеющих дефекты резьб, трещины в корпусе, забитые промывочные каналы и другие дефекты;

- навинчивание алмазных коронок и расширителей производить специальными ключами;

- при резком падении механической скорости, возникновении вибрации бурового снаряда в скважине прекращать бурение и принимать меры по их устранению;

- обеспечить полную герметичность всех соединений бурильной колонны во избежание утечек промывочной жидкости;

- при смене коронок и долот следить за соответствием диаметров и производить их приработку.

Для предупреждения аварий с обсадными трубами требуется проводить следующие мероприятия:

- перед спуском обсадных труб в скважину проверять их по диаметру и длине, целостность их резьб и поверхности; проверять исправность бурового оборудования и спускоподъемных приспособлений; производить кавернометрию скважины;

- при спуске длинных колонн (особенно тонкостенных) применять обратные клапаны;

- при спуске обсадной колонны не допускать ее забивания и вращения буровым станком;

- перед спуском обсадных труб в скважину смазывать их наружную поверхность (мазутом, нефтеграфитовой пастой и т.п.) для облегчения извлечения.

Для предупреждения аварий из-за падения посторонних предметов в скважину необходимо:

- при поднятом буровом снаряде закрывать устье скважины; следить за исправностью ключей, вилок, ручного инструмента, спускоподъемных приспособлений.

Предупреждение осложнений

Осложнения в процессе бурения скважины обусловлено присутствием в геологическом разрезе малосвязанных пород, склонных терять свою устойчивость под действием механических, физико-химических и гидродинамических факторов.

К наиболее распространенным осложнениям относятся обвалы стенок скважин. Их можно предупредить различными способами. Обвалы, вызванные механическим воздействием бурильной колонны (вибрация, удары), могут быть снижены за счет рационального выбора конструкций скважины и применения сбалансированной бурильной колонны, диаметр которой максимально приближен к диаметру скважины.

Промывочная жидкость и режим ее циркуляции оказывают большое влияние на устойчивость горных пород, слагающих стенки скважины, так как они находятся в непрерывном взаимодействии в процессе бурения.

Свойства промывочной жидкости и режим промывки скважины существенно влияют на равновесие между гидростатическим и гидродинамическим давлением, с одной стороны, и пластовым и горным давлением - с другой.

Гидростатическое давление определяется плотностью промывочной жидкости и высотой ее столба в скважине. Регулировать гидростатическое давление можно за счет плотности очистного агента. Для повышения гидростатического давления с целью создания противодавления на высоконапорные пласты применяют утяжеленные растворы. Для снижения давления на Пласт и потерь циркуляции промывочной жидкости используют облегченные аэрированные жидкости плотностью менее единицы.

Гидродинамическое давление зависит от скорости циркуляции промывочной жидкости и ее реологических свойств. С целью его снижения уменьшают расход промывочной жидкости, скорость спуска бурового снаряда, а также статическое напряжение сдвига промывочной жидкости. Резкие колебания гидродинамического давления могут вызвать водопритоки в скважину или поглощения промывочной жидкости и, кроме того, обрушение стенок скважин в малоустойчивых породах.

Для сохранения устойчивости ствола скважины в малосвязанных или сильнотрещиноватых породах и снижения возможности обвалов необходимо уделять особое внимание качеству и составу промывочной жидкости. В породах глинистого комплекса желательно использовать ингибированные растворы, насыщенные ионами кальция с низкой водоотдачей. В солевых отложениях применяют промывочные жидкости, насыщенные солями, для снижения растворения этих пород и возможности образования каверн.

В породах вечной мерзлоты для поддержания температурного режима в скважине и снижения растепления пород используют промывочные жидкости, содержащие NaCl, а технологические параметры раствора поддерживают в рабочем состоянии путем введения химических реагентов. Применение сжатого воздуха в этих условиях позволяет сохранить устойчивость многолетнемерзлых пород и обеспечить высокую производительность бурения.

При бурении трещиноватых пород алмазными коронками малых диаметров успешно применяются полимерные жидкости с низкими реологическими и фильтрационными свойствами, которые обеспечивают их устойчивость, снижение вибрации бурильной колонны и затрат мощности на ее вращение.

Применение очистных агентов с высоким содержанием воздуха, или, так называемых пен, позволяет предупредить такие осложнения, как поглощения, зашламование скважин и обвалы малоустойчивых пород. В данном случае воздух повышает гидрофобизирующие свойства очистного агента и уменьшает его влияние на проходимые породы.

Уменьшению прихватов бурильной колонны способствует введение в промывочную жидкость смазочных добавок в виде эмульсолов, отходов масложирового и кожевенного производства, которые снижают коэффициент трения бурового снаряда на контакте с горной породой.

2.11 Монтаж, демонтаж бурового и силового оборудования

Проектом предусматривается осуществить бурение одной скважины передвижной буровой установкой БА-15.06. Поэтому будет осуществлен 1 монтаж-демонтаж буровой установки. Так как работы будут проводиться в зимний период, то предусматривается использование разборного дощато-щитового здания. В процессе работ будет осуществлен 1 монтаж здания и его перевозки с разборкой и сборкой.

Глава 3. Расчетная часть

3.1 Расчет выбора буровой установки

Выбор бурового оборудования осуществляется с учетом следующих геолого-технических задач.

· Бурения скважин с проектными глубинами от 0 м до 600,2 м.

· Отбор керна по всему интервалу бурения.

· Обеспечение диаметра бурения 93 мм до глубины 600,2 метров при начальном диаметре 132 мм.

Для расчета предельной глубины бурения установки L используется формула для твердосплавного бурения:

где - предельная глубина бурения, измеряется в метрах (м);

- мощность электродвигателя (кВт);

осевая нагрузка на твердосплавную коронку (даН);

где рекомендуемая нагрузка на 1 основной резец, (даН);

число основных резцов в коронке, (шт);

средний диаметр породоразрушающего инструмента, (м), вычисляется по формуле:

 наружный диаметр ПРИ (м);

внутренний диаметр ПРИ (м);

коэффициент трения;

частота вращения бурового вала (с):

окружная скорость коронки (м/с);

радиальный зазор между стенками скважины и бурильными трубами (м):

наружный диаметр скважины (м);

диаметр бурильной трубы (м);

опытный коэффициент, характеризирующий переменные в станке (кВт*мин/об);

коэффициент на отсутствие смазки;

средняя масса бурильной трубы (кг)

Найдем значения, подставляем в формулы и вычисляем предельную глубину бурения:

Для твердосплавного бурения:

;60даН; 18;

;

Предельная глубина бурения установки БА-15.06оказалась больше глубины проектируемой скважины. Из этого судить, что выбранная буровая установка соответствует проектным требованиям.

3.2 Определение затрат мощности на бурения скважины

После выбора параметров режима бурения необходимо выполнить проверочный расчет затрат мощности на бурение скважин проектной глубины. Потребная мощность бурового агрегата зависит от двух основных процессов: собственно бурения, в результате которого осуществляется углубка скважины, и СПО. Определяющей для выбора мощности привода, как правило, является мощность, затрачиваемая на углубку скважины, мощность двигателя бурового станка, необходимая для процесса углубки, складывается из трех основных составляющих:

, кВт

мощность, реализуемая на забое скважины, кВт;

мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны в скважине, кВт;

мощность, потребляемая в узлах и механизмах бурового станка, кВт;

3.2.1 Мощность, реализуемая на забое скважины

При бурении твердосплавными коронками:

кВт

кВт

3.2.2 Мощность, затрачиваемая на вращение колонны бурильных труб в скважине

, кВт

мощность, затрачиваемая на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине, кВт;

дополнительные затраты мощности на вращение сжатой части бурильной колонны, кВт.

, кВт

кВт

, кВт

К_С - коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости, К_С = 0,8 при использовании смазки КАВС и эмульсии, К_С = 1,5 при отсутствии смазки.

кВт

кВт

3.2.3 Затраты мощности в узлах и механизмах бурового станка

кВт

Выполним проверочный расчет затрат мощности на бурение скважин проектной глубины:

Рассчитанная затрачиваемая мощность меньше номинальной мощности выбранного станка (48,34<88). Следовательно, буровой станок выбран правильно.

3.3 Выбор и проверочный расчет колонны бурильных труб

3.3.1 Определение напряжения, растяжения и сжатия:

предел текучести материала БТ, сталь гр. прочности Д=323 МПа;

нормальное напряжение растяжения, кГс/

касательное напряжение

Где вес бурового снаряда, кГс

площадь поперечногосечения трубы,

осевая нагрузка, кГс

средняя масса одной бурильной трубы

Отсюда:

Тогда:

3.3.2 Определение напряжения кручения (у устья):

Где крутящий момент, кГс*см

полярный момент сопротивления сечения труб при кручении,

мощность, реализуемая на забое скважины, кВт;

мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны в скважине, кВт;

частота вращения

Отсюда

Тогда:

=323 МПа = 3293.68кГс/

Исходя из данных колонна бурильных труб соответствует требованиям.

3.4 Проверочный расчет вышки (мачты) на грузоподъемность

Расчет ведется на максимально допустимую грузоподъемность вышки (мачты) на кронблоке с учетом всех перегрузок. Максимально допустимая нагрузка определяется по формуле:

Q_M- максимально допустимая нагрузка, т;

Р_л - грузоподъемность лебедки буровой установкиБА-15.06, на первой минимальной скорости, Т;

n - число подъемных струн, шт.

К- коэффициент перегрузки двигателя в приводе станка или электродвигателя;

з- КПД талевой оснастки.

3.5 Выбор технических средств для очистки скважины

Расчеты производительности бурового насоса

Правильность выбора насоса проверяют по расчету производительности бурового насоса по формуле:

(л/мин)

диаметр скважины;

диаметр бурильных труб;

коэффициент, учитывающий различные скорости жидкости;

скорость восходящего потока 0,4 м/с.

93 мм = 0,093 м;

;

1,3;

Обычно скорость восходящего потока равна 0,4 м/с

Подставляем значения и вычисляем:

Глава 4. Водоподъемные насосы разного типа

Все электронасосы ЭЦН для перекачки воды являются устройствами центробежного вида с многоступенчатой системой из нескольких рабочих колес, повышающих выходное давление. Электродвигатель погружного скважинного насоса помещается в нижней части его корпуса валом вверх, на нем закреплены рабочие колеса, вверху размещены все основные элементы агрегата. Центробежные колеса на валу фиксируются шпонками, распорными и защитными втулками. Вал двигателя посажен на резинометаллические подшипники скольжения, при вращении они охлаждаются водным протоком.

Рис. 4.1 Электроцентробежный насос (ЭЦН): 20. Электрический кабель; 21. Кабельный ввод; 22. Хомут крепления кабеля; 23. Динамический уровень; 24. Сбивной клапан; 25. Обратный клапан; 26. Секции насоса ЭЦН; 27. Газосепаратор; 28. Приемная сетка; 29. Гидрозащита; 30. Погружной электродвигатель (ПЭД)

Корпус насоса внутри разбит на секции (ступени), в каждой из них помещается центробежное колесо, его обойма и лопатообразный вывод.

Подача воды происходит через сетчатую диафрагму, расположенную в нижней части рядом с корпусом электродвигателя. Она препятствует проникновению в насосы для перекачки крупных частиц, содержащихся в откачиваемой жидкости.

В верхней головке устройства расположен обратный клапан, удерживающий жидкость в водопроводной системе и облегчающий плавный пуск электронасоса. К выходному патрубку агрегата в верхней части с помощью резьбового соединения крепится напорный водопровод, а через проушины производится его подвешивание и крепление в водозаборной скважине.

Рис. 4.2

Одним из традиционных и наиболее распространенных видов механизированной добычи нефти является добыча установками скважинных штанговых насосов (УШСН). В состав данных установок входит штанговый скважинный насос (ШСН), который приводит в действие через колонну штанг от поверхностного привода.

Скважинный штанговый насос представляет собой объемный насос возвратно-поступательного действия с длинным цилиндром, шариковыми всасывающими и нагнетательными клапанами и длинным пустотелым проходным плунжером. Всасывающий клапан (одинарный или сдвоенный) устанавливается в плунжере. Нагнетательный клапан (одинарный или сдвоенный) размещается в нижней части цилиндра.

Рис.4.3 Штанговый глубинный насос (ШГН): 31. Сальник: 32. Полированный шток: 33. Колонна штанг: 34. Центратор: 35. Выкидное отверствие плунжера: 35. Корпус насоса: 37. Плунжер: 38. Нагнетательный клапан: 39. Всасывающий клапан: 40. Хвостовой

Насос устанавливается в скважине на колонне подъемных насосно-компрессорных труб (НКТ) под уровень добываемой жидкости. Плунжер насоса соединен с колонной штанг, которые передают возвратно-поступательное движение от наземного привода.

Принцип действия насоса заключается в следующем. При ходе плунжера вверх открывается всасывающий клапан 39 (нагнетательный клапан 38 закрыт весом столба жидкости). Происходит заполнение цилиндра под плунжером, при этом часть жидкости, находящейся над плунжером, поступает через колонну НКТ и устьевое оборудование в нагнетательный коллектор. При ходе плунжера вниз открывается нагнетательный клапан 38 (всасывающий клапан 39 - закрыт) и жидкость вытесняется из цилиндра под плунжером в полость плунжера. При этом часть объема жидкости, равная объему опускающегося в цилиндр штока, вытесняется из скважины в нагнетательный трубопровод на поверхности.