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.
