Долгожитель нефтяной отрасли
Станок-качалка — металлическая конструкция, с помощью которой чёрное золото извлекают из нефтесодержащих пластов, стала непреходящим символом отрасли. С точки зрения технического прогресса этот станок является настоящим мастодонтом. Изобретённый более 80 лет назад, он до сих пор не претерпел сколько-нибудь значительных изменений. Инженеры пытаются усовершенствовать станок и периодически предлагают различные новые решения, но пока ничего кардинально нового в практике добычи нефти не появилось. Нефтедобывающие компании предпочитают использовать уже зарекомендовавшее себя оборудование, поскольку технические новинки пока не доказали своего превосходства.
Редко в какой отрасли найдётся столь же долговечное средство, как станки-качалки, применяемые в нефтедобыче. Изобретённые много лет назад, они и сегодня являются неотъемлемой частью производства. Строго говоря, правильнее называть их приводами штанговых глубинных насосов, но аббревиатура ПШГН не особенно прижилась, чаще всего оборудование продолжают называть станками-качалками.
«Конструктивно станок-качалка является приводом штангового насоса, расположенного в скважине», — разъясняет принцип работы первый заместитель директора, главный инженер Управляющей Компании «ТМС групп» Владислав Выдренков.
По его словам, основными элементами станка-качалки являются рама, стойка с балансиром, два кривошипа с двумя шатунами, редуктор, клиноременная передача, электродвигатель и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.
«Станки-качалки устанавливают непосредственно на площадке скважины на фундаменте. Железная конструкция в высоту может достигать пяти-шести метров. Наиболее изнашиваемыми узлами являются канатная подвеска (обрыв вследствие увеличения нагрузки на полированный шток), балансиры (трещины, выявленные при экспертизе промышленной безопасности и обслуживании), нижняя головка шатуна (ослабление крепления), редукторы (износ зубьев)», — подчёркивает главный инженер.
Справедливости ради отметим, что сам принцип добычи с помощью скважины человечество изобрело очень давно, но потребовались века, чтобы инженеры научились откачивать нефть с помощью насосов.
Первые скважины пробурили китайцы более двух тысяч лет назад, на Руси свидетельства о первых скважинах относятся к VIII-IX векам. Из скважин тогда добывали соль, которая на тот момент представлялась более ценным веществом, нежели нефть.
Сейчас сложно представить, но когда-то нефть можно было собирать вручную.
Зарубежные путешественники описывали, как племена, жившие у берегов реки Ухты на севере Тимано-Печорского района, собирали нефть с поверхности реки. Чёрную жидкость применяли как смазку и для медицинских целей.
Спустя годы один из первых русских нефтедобытчиков Федор Прядунов построил на Ухте первую нефтяную вышку. Внешне это был четырёхугольный сруб, внутри которого помещали нефтяной ковш, который собирал нефть в специальный ушат. Нефть пытались добывать не только на Ухте, но и на юге России — первоначально из «копаней», с помощью ковшей и вёдер.
В начале 19 века российские чиновники оценили потенциал этой субстанции, поэтому пытались увеличить объёмы добычи.
Обустроить нефтяные промыслы на Кубани с помощью простейшей механизации попытался атаман Черноморского казачьего войска, генерал-майор Николай Завадовский, ту же задачу пытался решить царский чиновник обер-гиттенфервалтер Павел Фолледорф и другие.
В итоге к 1870-м годам широкое распространение получил способ добычи с помощью так называемого тартания, когда из пробуренной скважины нефть черпали с помощью длинного (до 17 м) сосуда цилиндрической формы — желонки.
Насос как шаг вперёд
Насосы для добычи нефти стали шагом вперёд, их начали применять в последней трети XIX века. Идея не черпать нефть, а качать принадлежит начальнику одной из российских горных частей, которые работали на Кавказе, инженеру Александру Иваницкому.
В 1865 году он изобрёл насос собственной конструкции и построил опытный образец. Но поскольку в то время у него не было эффективного фильтровального устройства, то насос быстро забивался песком и выходил из строя. Нефтепромышленники, заинтересованные в снижении себестоимости добычи и росте объёмов производства, были разочарованы первыми испытаниями.
Неудача Иваницкого не остановила развитие инженерной мысли. В 1886 году Владимир Шухов создал «шнуровой» насос, а в 1891 году представил инерционное поршневое устройство. В 1899 году свой скважинный насос явил миру Николай Соколовский. Последующие годы российские исследователи неоднократно возвращались к проблеме использования насосов.
Наиболее технически совершенным стало изобретение электроцентробежного погружного насоса для добычи нефти конструкции выпускника Петербургского лесного института Армаиса Арутюнова. В начале 20 века он создал в Екатеринославле фирму «Российское электрическое динамо компании Арутюнова», где наряду с электрификацией местных предприятий начал работу над проектом погружного насоса. Особенностью устройства было использование электричества.
Нефтепромышленники, которым различные технические новинки демонстрировали довольно часто, отнеслись к изобретениям довольно прохладно. Насосы показались им слишком ненадёжными.
В 1924 году первые советские наркомы обратили внимание на повышение эффективности нефтедобычи в США после доклада вернувшегося из командировки инженера Александра Серебровского. Американцы применяли плунжерный насос, который функционировал через колонну штанг, соединённую с установленным на поверхности силовым приводом.
Уже через год отечественные аналоги, правда с конструктивными изменениями, начали выпускать на заводе в Баку. Более совершенные редукторные станки-качалки с клиноременной и закрытой зубчатой передачей, глубинными насосами конструкции того же Арутюнова появились в СССР в начале 1950-х годов.
«Нужно признать, что ещё не создано другого более надёжного и простого в обслуживании оборудования», — констатирует Владислав Выдренков.
По его словам, конструкция станков-качалок не предъявляет особых требований к инструментальному хозяйству, все узлы оборудования взаимозаменяемы. Тем не менее, в условиях постоянного повышения добычи нефти на скважинах параметры работы глубинно-насосного оборудования изменяются, что сказывается на верхнем оборудовании и приводит к отказам станков-качалок.
Эксперт уверен, что простой даже одного станка-качалки влечёт ощутимые экономические потери, и для снижения отказов совершенствуются узлы станков-качалок (например, усиливаются крепления головок и траверс балансиров), ведётся работа с более надёжными поставщиками ТМЦ.
Ремонт или замена?
В процессе эксплуатации на элементы конструкции станка-качалки воздействует целый ряд негативных факторов.
В частности, это «низкие температуры, снег, дождь, ветер, некачественный монтаж, дефекты крепления составных частей металлоконструкций, удары зубчатой передачи в неисправных редукторах и удары штока об отложения в скважинном оборудовании, многократные циклические знакопеременные нагрузки», — перечисляют в своей работе «Оценка остаточного ресурса станка-качалки» молодые учёные Дмитрий Лосев, Александр Миронов, Александр Садилов, Сергей Хмелёв.
По их данным, все вышеперечисленные факторы в итоге приводят к постепенной деградации прочностных характеристик материала, накоплению усталостных повреждений и появлению развивающихся макроскопических трещин в наиболее нагруженных зонах металлоконструкций.
По данным Владислава Выдренкова, значительная часть (более 85%) станков-качалок отечественного и импортного производства предполагает срок эксплуатации около 14 лет, но средний возраст станков-качалок, которые сейчас используются в отрасли, уже превышает 25 лет.
Правда, надёжная эксплуатация существующего фонда станков обеспечивается благодаря планомерной работе высококвалифицированного персонала, своевременному обслуживанию и ремонту оборудования. Обновление фонда станков происходит как за счёт модернизации (в том числе, усиления конструкции привода ШГН и изменения технических характеристик), так и за счёт капитального ремонта.
«Как правило, модернизация оборудования включает в себя изготовление и замену новыми узлами более 80% металлоконструкции. В связи с увеличением глубины подвески в скважине часто возникает потребность в станках-качалках большей грузоподъёмности. В данном направлении также ведётся совместная работа с заказчиком по подбору и предоставлению станков-качалок, в т. ч. собственной разработки и производства грузоподъёмностью 10 и 12 тонн.
Правильно установленный станок-качалка, верно подобранные параметры работы скважины, вовремя проведённое техническое обслуживание, а также экспертиза промышленной безопасности снижают риски поломки оборудования», — утверждает Владислав Выдренков.
По его мнению, все узлы оборудования ремонтопригодны, детали взаимозаменяемы.
«В случае выхода из строя производится замена узла и отправка его на ремонт в ремонтный цех с дальнейшим пополнением оборотного фонда запасных частей. В зависимости от типа узла оборудования применяются соответствующие технологии ремонта», — излагает существующую практику эксперт.
Главный инженер отмечает, что эксплуатационники с опаской приобретают новое, малораспространённое оборудование.
«Станки-качалки хорошо изучены, высоконадёжны, способны длительное время работать под открытым небом без присутствия людей.
Замену станков-качалок проводят в случае полного износа оборудования, при невозможности продлить срок эксплуатации по результатам экспертизы промышленной безопасности, при консервации скважины, а также в случае смены параметров работы скважины (например, замена насоса на другой типоразмер). При появлении посторонних шумов, нагреве подшипников следует остановить станок», — говорит Владислав Выдренков.
Действительно, оценить техническое состояние станка–качалки и принять решение о продлении срока службы — не столь простая задача, как может показаться.
По данным исследователей Лосева, Миронова, Садилова и Хмелёва, не редкость, когда в процессе эксплуатации станки-качалки перемещаются с одной скважины на другую, также «часто имеет место некачественный ремонт, отсутствует правильно заполненная эксплуатационная и ремонтная документация на отдельные узлы и станок-качалку в целом, что заставляет предположить возможность трещин в сварных швах и основном металле нагруженных узлов непосредственно через малый промежуток времени после проведения неразрушающего контроля».
Исходя из многолетнего опыта в обследовании станков-качалок, исследователи пришли к выводу, что наиболее часто ломаются такие узлы, как поворотная головка балансира, втулка поворотной головки балансира, сварные швы шатунов, пальцы кривошипов, подвесной подшипник траверсы, рама.
«Все вышеперечисленные, кроме рамы, части станка-качалки являются труднодоступными для осмотра и проведения неразрушающего контроля и требуют установки монтажных лесов и лестниц или применения специальных приспособлений для работы на высоте, производства работ в ограниченном пространстве, установки дополнительного (кроме естественного) освещения, различных дополнительных мероприятий, не предусмотренных в основном объёме обследования оборудования», — подчёркивают они.
Лучшее — враг хорошего
Идея усовершенствовать станки–качалки не покидает инженеров. Но кардинальные изменения существующих вариантов пока не вошли в практику. Это значит, что схема, ставшая основой механизма, оказалась очень удачной и не имеет существенных недостатков.
Главное ограничение на инновационные разработки, которые могли бы заменить станки-качалки, это надёжность в тяжелейших условиях эксплуатации. Если проанализировать любую отрасль машиностроения, то сложно найти механизм, который работал бы круглые сутки круглый год в различных климатических условиях при периодическом осмотре с интервалом до 3-4 суток. Новые разработки появляются регулярно, но по совокупности параметров, а именно — себестоимости добычи, надёжности и другим — найти полноценную альтернативу пока не удаётся.
Основное направление их развития должно заключаться в увеличении надёжности, облегчении обслуживания и снижении металлоёмкости в рамках существующих отработанных схем, отмечают нефтяники. Немалую роль в этом играет и высокая цена станка-качалки. Большей частью обновляются лишь отдельные узлы станков, устаревшие физически или морально.
Высокая производительность станков-качалок определяется ходом штока и его интенсивностью.
«Также следует учитывать эксплуатационные качества, такие, как ремонтопригодность, размеры, общую массу и сложность обслуживания. В случае смены параметров работы глубинно-насосного оборудования необходимо своевременно подбирать и параметры верхнего привода — уравновешивание, изменение числа качаний, изменение длины хода штока. Всё это необходимо для того, чтобы подобрать оптимальные параметры и режимы работы насосного оборудования», — советует Владислав Выдренков.
Впрочем, добавляет он, в разное время производители уже пытались внести изменения в конструкцию станка-качалки с целью улучшения его работы, но со временем всё-таки остановились на стандартном его исполнении.
Справка
Несущие конструкции и балансиры первых станков-качалок в СССР делали из дерева, а не из металла, как в США. А электромотор станка работал при помощи плоского камня и открытой зубчатой передачи.
Как добывают нефть
Недавно прочитал сообщение, что мэр Москвы Сергей Собянин открыл Музей нефти на Сретенском бульваре. «В Москве нет нефтяных вышек, нефтяных месторождений, но у нас есть огромные отряды людей, которые двигают академическую науку, прикладную, образование, которое работает в значительной части на нефтяную отрасль страны, делая ее передовой», — подчеркнул на открытии мэр Москвы Сергей Собянин.
Молодец, Сергей Семёнович. И дело хорошее сделал – музей открыл, и слова хорошие сказал, вот только несмотря на то, что долгое время проработал на руководящих должностях в нефтедобывающих регионах, немного ошибся с терминологией. «Нефтяных вышек» нет не только в Москве, их нет нигде в мире. Есть буровые вышки (см. фото вверху), являющиеся частью буровых установок, а нефтяных нет. А что же тогда есть?
А вот о том, какими способами и с помощью какого оборудования добывают нефть в России и мире я и постараюсь максимально доступным языком рассказать и наглядно показать в своей статье. (На фотографии вверху — буровая площадка в окрестностях Нарьян-Мара. Снимок не очень качественный, поскольку сделан автором через иллюминатор вертолёта).
Начну с того, что нефть добывают из скважин. Скважина – это цилиндрическая горная выработка (отверстие в земле), незначительного диаметра и большой глубины, предназначенная для подъёма жидкости (вода, нефть) или газа на поверхность.
Диаметр нефтяных скважин, как правило, ступенчато уменьшается от устья (выход скважины на поверхность) до забоя (дно скважины). Диаметр скважин начинается от 40 мм и редко бывает больше 900 мм. Средняя глубина нефтедобывающих скважин в России 2500 м. В скважины спускают специальные трубы, называемые обсадными, чтобы предохранить стенки скважин от обрушения.
В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин:
Длиной скважины называется расстояние между устьем и забоем, измеряемое по оси ствола. Глубиной является проекция длины скважины на её вертикальную ось. Для вертикальных скважин эти значения одинаковы, а вот для наклонно-направленных и горизонтальных – различаются.
Нефтяные скважины бурят как на суше, так и на море, но сегодня мы бурения касаться не будем, а перейдём сразу к способам добычи нефти или, как выражаются нефтедобытчики, к способам эксплуатации скважин.
В настоящее время применяются только два основных способа эксплуатации скважин:
Фонтанный способ добычи нефти
Данный способ применяется при высоком пластовом давлении. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам (НКТ) за счет энергии пласта. Фонтанирование может происходить за счёт гидростатического напора (очень редко) или за счет энергии расширяющегося газа (в большинстве случаев, поскольку находящийся вместе с нефтью в пласте газ играет главную роль в фонтанировании скважины).
К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем, что не требует применения дорогостоящего нефтедобывающего оборудования, позволяя тем самым сэкономить как на его стоимости, так и на техническом обслуживании.
Оборудование любой скважины, включая фонтанную, должно обеспечивать добычу продукции в заданном режиме и безопасное проведение всех необходимых технологических операций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (наземное).
Для фонтанного способа добычи нефти требуется технологически простое наземное и подземное оборудование.
Из подземного оборудования в скважину спускают НКТ с воронкой на конце для удобства спуска-подъёма исследовательских приборов. Колонна НКТ состоит из стальных бесшовных труб длиной 5 – 10 м, соединённых между собой резьбовыми муфтами. Диаметр НКТ варьируется от 27 мм до 114 мм, толщина стенки от 3 мм до 7 мм. НКТ – основной рабочий инструмент при эксплуатации скважин. Эксплуатационная обсадная колонна, как правило, спускается в скважину, цементируется от забоя до устья, и больше не поднимается на поверхность, поэтому все подземные операции выполняются с помощью НКТ: подъём скважинной жидкости на поверхность, ремонтные и промывочные работы и т.д.
В качестве наземного оборудования на устье скважины устанавливается фонтанная арматура (ФА). ФА предназначена для подвески колонны НКТ, герметизации межтрубного (затрубного) пространства, для эксплуатации, регулирования режима работы и ремонта скважины, а также для направления продукции скважины в выкидную линию (т.е. трубу по которой нефть поступает из скважины к замерной установке).
Обслуживают скважины операторы добычи нефти и газа
Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений. По завершению процесса фонтанирования, на скважине начинают применять механизированные методы добычи.
Газлифтный способ добычи нефти
Газлифт является одним из механизированных способов добычи нефти и логическим продолжением фонтанного способа и, в принципе, мало чем от него отличается. При его использовании нефть поднимается из забоя за счет энергии газа, нагнетаемого с устья. На этот способ переходят тогда, когда энергии пласта становится недостаточно для выталкивания нефти, поэтому её подъем начинают осуществлять с помощью подкачки в пласт сжатого газа.
Для сжатия газа используют компрессоры высокого давления. Этот способ называют компрессорным. Бескомпрессорный способ газлифта осуществляют методом подачи в пласт газа, уже находящегося под высоким давлением. Такой газ подводят с ближайшего месторождения.
Несмотря на то, что данный способ отличает простота обслуживания скважин, и он максимально удобен для подъема больших объемов нефти с высоким содержанием газа, он становится всё менее востребованным из-за того, что требует больших затрат на строительство компрессорных станций и газопроводов высокого давления. В настоящее время газлифтным способом добывается не более 5% нефти в России.
В этом ролике (4 минуты) от компании Weatherford очень наглядно (и, главное, без единого слова), показаны технологии, применяемые при газлифтной добыче нефти:
Насосные способы добычи нефти
К насосным способам механизированной добычи нефти относят, как несложно догадаться, добычу нефти при помощи различных видов насосных установок. Обратите внимание, что речь идёт именно об «установках», поскольку кроме, собственно, насоса необходимо и другое погружное (т.е. монтируемое в скважине) и наземное оборудование.
В настоящее время для добычи нефти применяются различные скважинные насосные установки:
Добыча нефти при помощи установки штангового глубинного насоса (УШГН)
Да, да, да. Это именно та самая, всем известная «качалка», фотографию которой наиболее часто используют, когда говорят о нефтедобыче. Это обусловлено, с одной стороны, тем, что УШГН – самый старый и наиболее распространенный в мире вид механизированной эксплуатации нефтяных скважин, а, с другой стороны, тем, что это наиболее «фактурное» нефтедобывающее оборудование.
Для понимания распространённости. Во всем мире сейчас находится в эксплуатации около 2 миллионов нефтяных скважин. УШГН оснащены примерно 750 000 из более чем 1 миллиона скважин, где применяют тот или иной способ механизированной добычи.
УШГН действует по принципу поршневого устройства: при помощи возвратно-поступательных движений наземного привода через колонну насосных штанг глубинный насос поднимает нефть к поверхности. Станок-качалка приводится в движение при помощи электрического двигателя через клиноременную передачу. Также применяются и другие типы приводов для ШГН: цепной привод, гидравлический привод, длинноходовой привод, но назначение у всех одно – привести в движение колонну штанг, обеспечив работу глубинного насоса.
Из всех просмотренных мной на youtube роликов про принцип работы УШГН (на русском языке), именно этот показался мне наиболее предпочтительным с точки зрения доступности, полноты изложения, визуализации и длительности (5 минут):
Добыча нефти при помощи установки электрического центробежного насоса (УЭЦН)
На фотографии вверху видна фонтанная арматура скважины, оснащённой УЭЦН. Сначала объясню, для чего нужны УЭЦН, если есть «качалки». Дело в том, что у УШГН (СШНУ) есть много недостатков, которых лишены УЭЦН, а именно:
Основные компоненты УЭЦН:
ЭЦН приводится в действие с помощью электродвигателя, расположенного в скважине (поэтому он и называется «погружным»). Подвод электроэнергии к нему осуществляется по погружному бронированному кабелю. Электродвигатель может быть асинхронным (магнитное поле создается статором двигателя) или вентильным (магнитное поле создается постоянными магнитами, находящимися в роторе двигателя), который имеет более высокий КПД. Управление погружной установкой производится через станцию управления (СУ). Применяются СУ прямого пуска, а также СУ с возможностью регулирования частоты вращения погружного электродвигателя.
В этом кратком (1 минута) ролике от компании Weatherford очень наглядно (и, главное, без единого слова), показан принцип работы УЭЦН:
Для вашего удобства, привожу перевод терминов, использованных в ролике:
Electric Submersible Pumping System — установка электрического центробежного насоса (УЭЦН)
Motor — погружной электродвигатель
Seal — гидрозащита
Gas Separator — газосепаратор
Submersible Pump – погружной электроцентробежный насос (ЭЦН)
Gas — газ
Oil – нефть
Добыча нефти при помощи установки электроприводного винтового насоса (УЭВН)
Винтовой насос – это насос объёмного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта. При вращении винт (ротор) и его обойма (статор) образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приёма насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.
Существует два варианта применения винтовых насосов для добычи нефти.
При первом (как на картинке вверху), который получил наибольшее распространение, электродвигатель и редуктор монтируются на устье скважины и связаны между собой ременной передачей. Обойма винтового насоса спускается в скважину на НКТ, а винт крепится к штангам, которые вращаются электродвигателем через редуктор.
При втором варианте (набирает популярность), схема установки УЭВН аналогична УЭЦН, т.е. винтовой насос приводится в действие погружным электродвигателем, который передаёт крутящий момент напрямую на вал винтового насоса через протектор. Благодаря приводу от погружного электродвигателя, в такой установке не применяются насосные штанги и редуктор, являющийся самым ненадёжным и дорогостоящим компонентом традиционной УЭВН.
УЭВН применяются, главным образом, в скважинах с высоковязкой нефтью.
В этом ролике от компании Weatherford «Progressing Cavity Pumping System» показан принцип работы УЭВН (достаточно посмотреть первые 2 мин.):