Роторы и роторные установки

Роторы и роторные установки предназначены для вращения бурильного инструмента и удержания на весу колонны труб при спуско-подъемных операциях в бурении и капитальном ремонте скважин, расположенных в умеренных и холодных районах.

Ротор Р360-Ш14М (рис. 6.25) состоит из конической зубчатой пары, размещенной в корпусе жесткой конструкции из стального литья. Ведущая шестерня пары установлена на конце приводного вала на шпоночном соединении. Вал установлен в корпусе на двух подшипниках качения. На противоположном конце вала консольно на шлицах посажена приводная звездочка цепной передачи.

Ротор Р360-Ш14М имеет следующую техническую характеристику:

Наибольшая статическая нагрузка, кН …………………………………………………….1200

Диаметр проходного отверстия ствола, мм …………………………………………………360

Наибольшая частота вращения стола, с^-1 …………………………………………………..3,33

Наибольшая передаваемая мощность, кВт ………………………………..……………...88,26

Передаточное число зубчатой пары ………………………………………………………..3,29

Роторная установка УРК-50 состоит из электродвигателя, трехскоростной коробки перемены передач, узла гидраскрепителя и ротора Р360-Ш14М, смонтированных на одной раме.

 

 

 

Рисунок5.24 - Ротор Р360-Ш14М

 

Узел электросборки и пульт управления расположены отдельно. Электродвигатель выполнен во взрывозащищенном исполнении.

Роторная установка обеспечивает работу на скважинах, оснащенных нестандартными мачтами, или на скважинах, расположенных в неудобных для работы местах, в частности, на морских основаниях.

Комплектуется ключом КГП для свинчивания и развинчивания бурильных труб и полуавтоматическим спайдером КМУ-02.

 

Вертлюги

Вертлюг, подвешенный на подъемный крюк, служит соединитель­ным звеном между талевой системой и внутрискважинным инстру­ментом, который подсоединяют к вращающемуся стволу вертлюга.

Вертлюг обеспечивает свободное вращение инструмента и пода­чу промывочной жидкости через шланговое соединение в колонну труб к забою скважины.

При подземном ремонте применяют промывочные и эксплуата­ционные вертлюги.

Вертлюги промывочные. Песчаные пробки в добывающих сква­жинах промывают нефтью или водой посредством промывочных вер­тлюгов. Наиболее широкое применение получили вертлюги типов ВП50х160 и ВП80х200.

Вертлюг типа ВП (рис. 6.26) состоит из ствола 2 и корпуса с отво­дом 6 под промывочный шланг. В корпусе вертлюга установлены два радиальных шарикоподшипника 4, обеспечивающие свободное вра­щение ствола.

Внутреннюю полость корпуса в верхней и нижней частях герме­тизируют от проникновения промывочной жидкости самоуплотня­ющимися манжетами 5, а от пыли и грязи - войлочными уплотнени­ями 3. Промывочные трубы подсоединяют к нижнему концу ствола.

Трубный элеватор закрепляют на стволе под колпаком 1, навин­ченным на верхнюю часть ствола. Масса присоединенной колонны через ствол вертлюга передается на элеватор.

При работе корпус вертлюга испытывает нагрузки только от дав­ления прокачиваемой жидкости и массы промывочного шланга.

Соединение промывочного шланга с вертлюгом быстросборное 7.

 

Рисунок 5.25– Вертлюг промывочный ВПРисунок5.26 – Вертлюг Э-50

 

Вертлюги эксплуатационные. Вертлюг (рис.5.26) состоит из не­подвижной и вращающейся частей.

Неподвижную часть составляют корпус, крышка, серьга и отвод буровой трубы. К вращающейся части вертлюга относится ствол, ус­тановленный на трех подшипниках, которые обеспечивают надежное центрирование его относительно корпуса и восприятие осевой и ра­диальной нагрузок, возникающих при работе.

В качестве основной средней опоры применен упорный шарико­вый подшипник. Верхний подшипник роликовый конический, ниж­ний - подшипник скольжения.

Корпус вертлюга - стальная отливка обтекаемой формы, шарнирно соединенная с серьгой. Корпус сверху закрыт крышкой, выпол­ненной заодно с отводом. Крышку крепят к корпусу болтами.

 

Промывочные насосы

Насосная установка ЦА-320А предназначена для нагнетания в скважины различных жидких сред при их цементировании в про­цессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении дру­гих промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважи­нах в районах с умеренным климатом.

Установка состоит из водоподающего блока для подачи воды в смесительное устройство, насоса высокого давления для закачки жидкости в скважину, мерного бака, манифольда, вспомогательного разборного трубопровода и механизмов управления установкой.

Все оборудование смонтировано на двух монтажных рамах, при­
крепленных к лонжеронам автошасси.   

Рисунок 5.27 -  Насосная установка ЦА-320А:

1 - автошасси КрАЗ-257Б1А; 2 -коробка отбора мощности; 3 - центробежный насос

ЦНС-38-154; 4 - силовой агрегат привода центробежного насоса; 5-мерный бак;

6 - монтажная рама; 7 -манифольд; 8 - карданный вал привода насоса 9Т

 

Водоподающий блок состоит из, смонтированных на общей раме центробежного насоса и силового агрегата, выполненного на базе дви­гателя ГАЗ-52А. Топливо поступает к двигателю из бензинового бач­ка, установленного под настилом установки.

Насос высокого давления - двухцилиндровый, двустороннего действия. Привод насоса от тягового двигателя автомобиля через ко­робку отбора мощности и карданный вал, соединяющий выводной вал коробки отбора мощности с концом вала червяка глобоидной пары приводной части насоса.

Для обеспечения работы насоса во всем диапазоне давлений и подач он укомплектован сменными втулками и поршнями трех ти­поразмеров.

Напорная линия насоса высокого давления оборудована предох­ранительным клапаном.На воздушном компенсаторе установлен манометр с разделителем.

Для соединения напорной линии с устьем скважины предусмот­рен разборный вспомогательный трубопровод высокого давления с шарнирными коленами. Напорный коллектор насоса высокого дав­ления оборудован линией, служащей для проверки работы насоса до начала операции и сброса давления в напорной линии после опера­ции. Предусмотрен сброс жидкости в мерный бак.

Приемный трубопровод центробежного насоса также соединен с мерным баком, а напорный трубопровод шлангом соединен со сме­сительным устройством смесительной установки.

Мерный бак разделен перегородкой на два равных отсека; в каж­дом отсеке установлены мерные линейки и донные клапаны. Под дон­ными клапанами расположена приемная камера, к которой присое­динены приемные трубы обоих насосов.

Приемная линия насоса высокого давления подсоединена к мер­ному баку; выводы, расположенные по обе стороны установки, по­зволяют устанавливать цементный бачок с любой стороны; переклю­чение производится поворотными заслонками. Раствор из цементно­го бачка отсасывается шлангом, присоединенным к концу приемного трубопровода.

Механизм управления работой насоса высокого давления распо­ложен в кабине автомобиля, а механизм управления работой донных клапанов мерного бака и кранов наливного трубопровода - непос­редственно у мерного бака.

Бурильные трубы

Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы.

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют ВБТ сборной конструкции, состоящие из квадратной толстостенной штанги  с просверленным каналом, верхнего штангового переводника (ПШВ) с левосторонней резьбой и нижнего штангового переводника (ПШН) с правосторонней резьбой.

Для защиты от износа замковой резьбы ПШН, подвергающейся многократным свинчиваниям и развинчиваниям при наращивании БК и спуско-подъемных работах, на ПШН дополнительно навинчивают предохранительный переводник.

По ТУ 14-3-126 предусматривается выпуск ВБТ с размерами сторон квадратной штанги 112х112, 140х140, 155х155. Размер присоединительной резьбы, соответственно, З-117 (З-121; З-133); З-140 (З-147); З-152 (З-171).

Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16,5 м из стали групп прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа), а переводники ПШН и ПШВ – из стали марки 40ХН (с пределом текучести 735 МПа).

В настоящее время в нефтегазовой промышленности широко используются стальные бурильные трубы с приваренными замками (ТБП, рис.5.28)

 

Рисунок5.28 – Схема стальной бурильной трубы с приваренными замками

 

Бурильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковоймуфты и замкового ниппеля). Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбы и представляют собой бурильную трубу сборной конструкции, либо посредством сварки.

Стальные бурильные трубы с приваренными замками предназначены преимущественно для роторного способабурения, но также используются и при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

ТБП выпускают трех разновидностей:

- ПВ – с внутренней высадкой;

- ПК – с комбинированной высадкой;

- ПН - с наружной высадкой.

Изготовляют трубные заготовки из стали групп прочности Д, Е, Л, М, Р с пределом текучести, соответственно: 373, 530, 637, 735, 882 МПа длиной 12 м. Присоединительные концы – бурильные замки изготовляют из стали 40 ХН (предел текучести 735 МПа) для труб из стали групп прочности Д, Е. Для труб из стали групп прочности Л, М, Р замки изготовляются из стали 40ХМФА (предел текучести 980 МПа).

Основные параметры ТБП, наиболее распространенные в Западной Сибири:

- условные диаметры труб 114, 127, 140 мм («условный» – означает округленный до целого значения);

- условная толщина стенки 9, 11, 13 мм

- типоразмеры замков ЗП-159, ЗП-162, ЗП-178 (где 159, 162, 178 – наружный диаметр бурильного замка), соответственно для труб с условным диаметром 114, 127, 140;

- присоединительная резьба, соответственно, З-122; З-133; З-147;

- средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб приблизительно равна 32 кг.

Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции (ЛБТ, рис. 5.29) применяют при бурении с использованием забойных гидравлических двигателей. Низкая плотность материала – 2,78 г/см³позволяет значительно облегчить бурильную колонну без потери необходимой прочности. Для изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль Д16 (сплав из системы «Алюминий-Медь-Магний»), для повышения износостойкости упрочняемая термообработкой и получившая шифр Д16Т. Предел текучести Д16Т составляет 330 Мпа.

 Основные параметры ЛБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:

- условные диаметры труб 114, 129, 147 мм;

- условная толщина стенки 9, 11, 13, 15, 17 мм;

- типоразмеры замков ЗЛ-140, ЗЛ-152, ЗЛ-172, (где 140, 152, 172, – наружный диаметр бурильного замка), соответственно для труб с условным диаметром 114, 129, 147;

-  присоединительная резьба, соответственно, З-121; З-133; З-147;

- средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб приблизительно равна 16 кг.

Условное обозначение трубы бурильной из сплава Д16Т условным диаметром 147 мм и условной толщиной стенки 11 мм:Д16Т-147Х11 ГОСТ 23786.

 

Рисунок 5.29– Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции

Кроме пониженной массы у ЛБТ есть еще ряд достоинств. Во-первых, наличие гладкой внутренней поверхности, что снижает гидравлические сопротивления примерно на 20% по сравнению со стальными бурильными трубами одинакового сечения. Чистота внутренней поверхности ЛБТ достигается прессованием при изготовлении. Во-вторых, диамагнитность, что позволяет зенитный угол и азимут скважины замерять инклинометрами, спускаемыми вбурильную колонну.

Однако ЛБТ имеют и ряд недостатков: нельзя эксплуатировать БК при температурах выше 150 градусов Цельсия, так как прочностные свойства Д16Т начинают снижаться. Недопустимо их эксплуатировать также в агрессивной (кислотной или щелочной среде).

Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают утяжеленные бурильные трубы, позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото.

В настоящее время наиболее широко используются следующие типы УБТ:

- горячекатанные (УБТ), изготавливаемые по ТУ 14-3-385;

- сбалансированные (УБТС), изготавливаемые по ТУ 51-744.

УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию и поставляются в комплекте. Комплект УБТ имеет одну наддолотную трубу с двумя муфтовыми концами, а остальные – промежуточные (верхний конец муфтовая резьба, нижний – ниппельная).

Горячекатанные УБТ используются преимущественно при бурении с забойными гидравлическими двигателями. Их изготовляют из сталей группы прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа) методом прокатки, что обуславливает их недостаточную прочность, особенно в резьбовых соединениях. Кроме того, они имеют значительные допуски на кривизну, разностенность и овальность. При вращении УБТ это приводит к биению БК и значительным усталостным перегрузкам.

Основные параметры УБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:

- номинальные наружные диаметры труб 146, 178, 203 мм;

- номинальный диаметр промывочного канала 74; 90, 100 мм;

- длина труб, соответственно 8,0; 12,0; 12,0 м;

- присоединительная резьба, соответственно З-121; З-147; З-171;

-масса одного погонного метра таких труб равна, соответственно, 97,6; 145,4; 193кг.

Условное обозначение УБТ наружным диаметром 178 мм и диаметром промывочного канала 90 мм из стали группы прочности Д:УБТ 178х90 Д ТУ 14-3-385.

 

Рисунок 5.30– Сбалансированные УБТ

Сбалансированные УБТ (рис.6.31) используют преимущественно при роторном способе бурения. УБТС изготовляют из сталей марки 38ХН3МФА (предел текучести 735 МПа) и 40ХН2МА (предел текучести 637 МПа). Канал у таких труб просверлен, что обеспечивает его прямолинейность, а наружная поверхность подвергнута механической обработке, что обеспечивает равную толщину стенки и круглое сечение. Обкатка резьбы роликами и ее фосфатирование, термическая обработка концевой (0,8-1,2 м) поверхности труб значительно повышают их прочностные показатели.