Буровые насосы и оборудование циркуляционной системы

Основная часть.

- Управление буровых работ. Организационная структура, основные технико-экономические показатели работы;............................................4

- Этапы строительства скважины (подготовительные работы к бурению, углубление скважины спускоподъемные операции, наращивание, смена долота);............................................ 6

-Технология и техника бурения нефтяных скважин (бурильный инструмент, долота, забойные двигатели буровые растворы, система очистки бурового раствора, режимы бурения, устройство и основные узлы буровой установки)..............................................11

-Конструкция скважин, спуск обсадных колонн и цементирование скважин................................................30

-Освоение скважин, способы вызова притока из пласта...............................................33

Список используемой литературы.........................................34

ООО «Мегионское Управление Буровых Работ»

 

Общество с ограниченной ответственностью «Мегионское управление буровых работ» (далее Общество), учреждено в соответствии с Гражданским Кодексом Российской Федерации №14-ФЗ от 08.02.1998 «Об обществах с ограниченной ответственностью», иными нормативными актами.

Мегионское управление буровых работ является крупным дочерним подразделением, которое входит в состав Открытого Акционерного общества “Славнефть – Мегионнефтегаз”.

Предметом деятельности Общества являются:

· Вышкомонтажные работы;

· Пусконаладочные работы;

· Бурение артезианских скважин;

· Строительство нефтяных и газовых эксплуатационных и разведочных скважин под «ключ»;

· Техническое обслуживание и текущий ремонт оборудования;

· Изготовление запасных частей к оборудованию и другие виды общехозяйственной деятельности, за исключением запрещенных законодательными актами Российской Федерации.

 

ООО «МУБР» выполняет комплекс работ, связанных со строительством скважин:

- монтаж буровых установок;

- бурение скважин (вертикальных, наклонно – направленных, пологих, горизонтальных);

- цементирование скважин;

 

В состав Общества входят Центральная инженерно - технологическая служба (ЦИТС), Районная инженерно - технологическая служба (РИТС-1,2,3,4) данные службы включают в себя буровые бригады, База производственного обслуживания (БПО).

В состав БПО входят:

- Прокатно-ремонтный цех бурового оборудования (ПРЦб/о),

- Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦэ/о),

- Прокатно-ремонтный цех труб (ПРЦт),

- Вышкомонтажный цех (ВМЦ).

 

В настоящее время ООО «Мегионское УБР» в своем парке имеет 19 буровых установок в эшелонном исполнении:

- БУ 3000 ЭУК–1М - 4 шт.;

- БУ 3200/200 ЭУК -2М1 - 3 шт.;

- БУ 3200/200 ЭУК -2М - 2 шт.;

- БУ 3200/200 ЭК -БМ - 3 шт.;

- НБОК 3000 ЭУК - 2 шт.;

- НБОК 3000 ЭУК–1М - 5 шт.

 

Базы по ремонту бурового оборудования (ЦБПО) располагаются в Мегионе и Нижневартовске. Буровые бригады полностью обеспечены аварийным ловильным инструментом.

С 1994года ООО «МУБР» успешно работает по экологически чистой технологии бурения. Семь буровых установок укомплектованы дополнительными блоками очистки и блоками сбора шлама для без амбарного бурения, включающие в себя высокоэффективные вибросита, центрифуги и флокуляционные блоки фирм “Derrick”, “Alfa–Laval”. Данная технология позволяет:

- осуществлять замкнутую циркуляцию бурового раствора, при которой отпадает надобность в шламовых амбарах;

- производить отделение глинистых частиц и выбуренной породы от жидкой фазы до чистой воды, которая идет на повторное использование, что существенно снижает водопотребление буровой;

- бурить скважины без отрицательных влияний на окружающую среду;

- использовать высококачественные растворы для безаварийного строительства скважин на основе химреагентов отечественных фирм и фирм «Baroid», «MI-Drilling», «Noviant», «Clear Water»;

- регулировать содержание активной и неактивной твердой фазы в буровом растворе с целью уменьшения кальматации пласта при первичном вскрытии, что уменьшает время вызова притока при опробовании скважины и повышает нефтеотдачу пласта;

 

С целью увеличения сроков эксплуатации погружного насосного оборудования ООО «МУБР» производит бурение скважин по специальному профилю (с минимально возможным зенитным углом в интервале работы погружного насосного оборудования, с последующим донабором зенитного угла ниже данного интервала). Ведется бурение скважин с вертикальным участком в интервале спуска насоса. Возможность бурения скважин со специальным профилем появилась в результате использования телеметрических систем фирмы “Sperry - Sun”.

В 1999 году ООО «МУБР» закуплены две телеметрические системы MWD-650. Специалисты предприятия прошли подготовку по работе с данным оборудованием на учебной базе компании “Sperry – Sun”, г.Хьюстон(США), после чего была создана специальная служба при УУБР для работы с телесистемами.

В 2002 году в Мегионское УБР была передана еще одна малогабаритная телесистема, позволяющая бурить долотами Æ139,7мм из-под тех. колонны Æ168мм.

В процессе строительства наклонно-направленных скважин используются инклинометрические приборы с цифропечатью, что позволяет наиболее точно определить местоположение скважины в пространстве на всех этапах строительства, имеется большой практический опыт с применением вышеуказанных приборов в строительстве скважин со смещением от вертикали 1500 – 2000 метров.

Все эти скважины окончены строительством без технологических нарушений со вскрытием продуктивного пласта в проектном местоположении.

Для бурения скважин с большими отходами и горизонтальных скважин имеется импортный бурильный инструмент повышенной прочности фирмы “Grant Prideco”.В качестве породоразрушающего инструмента применяются долота как отечественного, так и импортного производства. Имеется большой опыт в использовании долот фирм ”Hughes Christensen”, “Smith International”, “Reed” и “Security DBS”.

Для внедрения новых технологий по обработке, очистке и утилизации промывочной жидкости, в Мегионском УБР с 1993 года работает Служба буровых растворов (СБР). Все работники СБР имеют высшее техническое образование, многие из них прошли курс обучения в учебном центре фирмы “IDF”(Великобритания).

Контроль за параметрами промывочной жидкости на буровых ведется специалистами СБР в суточном режиме. Создана хорошо оснащенная приборами центральная лаборатория, которая позволяет оперативно производить практически все анализы параметров буровых, цементных и солевых растворов.

В настоящее время при бурении скважин используются буровые растворы на биоразложимых полимерах: полианионная целлюлоза “PAC”, биополимеры на основе ксантановых смол и проч. Данные рецептуры позволяют минимизировать негативное воздействие на продуктивные пласты в процессе первичного вскрытия.

Особое внимание при строительстве скважин уделяется вопросам их крепления. Используются муфты ступенчатого цементирования фирм “Halliburton”, “TOP–KO”, заколонные пакера отечественного и импортного производства.

Ведется работа по подбору рецептур тампонажных растворов с целью уменьшения негативного воздействия на продуктивные пласты, при цементировании используется специальный тампонажный цемент “ДюЛог” исполнения 10 А марки “G”, весь процесс контролируется станцией контроля цементирования с применением компьютерной программы, которая регистрирует следующие параметры (с записью на диаграмме):

- плотность подаваемой в скважину жидкости;

- плотность тампонажного раствора, закачиваемого в скважину;

- расход жидкости, подаваемой в скважину;

- объем жидкости по видам и суммарный объем жидкостей, закачиваемых в скважину;

- давление на устье скважины;

- плотность и объем выходящей из скважины жидкости.

 

Мегионское УБР успешно сотрудничает и широко применяет технологию работ, оборудование и инструменты таких известных фирм, как “Sperry–Sun”, “Alfa–Laval”, “Halliburton”, “Baker Hughes”, “Derrick”, “Varco”, “Totco”, “BJ”, “M-I”.

Для контроля параметров бурения на буровых установках смонтировано оборудование фирмы “Totco”, которое позволяет регистрировать на диаграмме следующую информацию:

- нагрузка на крюке и на долоте;

- давление в манифольде;

- плотность раствора на входе и выходе;

- уровень промывочной жидкости в емкостях;

- объем долива и количество вытесняемой жидкости;

- глубина скважины;

- положение долота по отношению к забою;

- скорость механического бурения;

- состояние отработки долота.

 

Данные параметры после компьютерной обработки могут передаваться Заказчику в любое время суток по каналам связи.

В настоящее время нашло широкое применение вторичное вскрытие продуктивных пластов на депрессии, где перфорационная среда – нефть. Используются заряды ЗАО “Перфотекс” с глубиной канала 600-660мм. Имеется возможность проведения работ с зарядами фирмы “Динамит Нобил” с глубиной канала 750-1000 мм.

Глушение скважин, находящихся в зоне пониженного пластового давления производится полностью нефтью или композициями, включающими нефть, с целью обеспечения минимально допустимой правилами безопасности репрессии на пласт.

С целью сохранения проницаемости пласта при глушении солевым раствором производится закачка в призабойную зону хлоркалиевого раствора или кросслинкерного геля, что положительно сказывается при дальнейшем запуске скважин в работу после спуска насосов.

Следует отметить, что стабильный положительный эффект дает проведение ГРП. Мегионское УБР имеет в своем составе строительно-монтажный цех (СМЦ), который имеет богатый опыт обустройства кустов и на основании ПСД и рабочих чертежей “Заказчика” может выполнить любые строительно-монтажные работы из предоставленных материалов и оборудования.

Вся спецтехника для ООО «МУБР» предоставляется транспортными предприятиями ОАО «СН-МНГ».

Количество бригад:

-бурения – 14;

-вышкостроения – 5.

 

 

Среднегодовой объём выполняемых работ – 600 тысяч метров бурения. Опыт бурения для заказчиков ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь” отсутствует. Опыт бурения на месторождениях Западной Сибири – с 1964 года.

Для ведения разведочного бурения Мегионское УБР располагает керноотборными снарядами “Недра”, имеет опыт бурения разведочных скважин.

Основными слагаемыми успешной работы Мегионского УБР являются:

- хорошее техническое оснащение;

- современные технологии;

- высокая квалификация специалистов;

- строгая производственная дисциплина;

- контроль за выполнением технического проекта на всех этапах строительства скважины.

- Этапы строительства скважины (подготовительные работы к бурению, углубление скважины спускоподъемные операции, наращивание, смена долота)

ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

1. Провести передислокацию комплекта бурового оборудования и жилого поселка.

2. Разместить всё оборудование на площадке и проверить его рабочее состояние.

3. Для работы в зимних условиях подготовить и запустить котельную установку.

4. Произвести монтаж буровой установки и вспомогательного оборудования.

5. Составить акт о полной готовности оборудования и труб на буровой.

· Марка труб, количество, наличие тех. паспорта и стеллажей для них.

· Тех. паспорт и марка всех переводников, переходников и т.д. включая патрубки.

· Перечень долот с указанием количества, типоразмера, серийного номера и кода АНИ.

· Перечень и количество химических реагентов.

· Сетки для вибросит с указанием размера и количества.

· Количество ёмкостей для раствора и других жидкостей, необходимых для

приготовления бурового раствора (технической воды, пресной воды, дизельного топлива) с указанием размеров и объёма каждой ёмкости.

· Необходимо сразу сообщить в отдел бурения об отсутствии или недостаточном количестве расходных материалов или оборудования.

· Под контролем специалиста по буровым растворам приготовить раствор для зарезки бокового ствола.

7. Провести пусковую конференцию с представителями Заказчика, НВО, территориальных органов Управления по технологическому и экологическому контролю РФ и Субподрядчиков. Ознакомить персонал, занятый ведением работ по проекту, с данной программой, другой нормативной документацией по проекту.

УГЛУБЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ

Когда долото подаётся на забой, на него необходимо создать определённую нагрузку. Эта операция выполняется с пульта бурильщика. Бурильщик при помощи, так называемой, кочерги осуществляет спуск инструмента, а затем постепенно, очень медленно разгружает вес с крюка на долото. Нагрузка на талевый канат определяется по индикатору веса. На индикаторе цена деления может быть различна. При подвешенной талевой системе, но ненагруженном крюке индикатор веса покажет значение, соответствующее весу талевой системы.

Нагрузка на долото должна быть равна не более 75% веса колонны УБТ. Например, имеется компоновка: 100 м УБТ и 1000 м бурильных труб. Пусть вес колонны УБТ составляет 150 кН, а вес колонны БТ – 300 кН. Суммарный вес БК в этом случае будет составлять 450 кН. Необходимо подать на забой приблизительно 2/3 веса УБТ, т.е. в данном случае 100 кН. Для этого колонна плавно опускается на 9 м (длина наращиваемой трубы) до забоя. Момент контакта долота с забоем определяется по индикатору веса: стрелка показывает уменьшение веса на крюке. После этого необходимо очень медленно растормаживать лебёдку и постепенно нагружать долото до тех пор, пока стрелка на индикаторе веса не покажет 35 т. Для более точного определения веса колонны служит вернер, т.к. на индикаторе массы не всегда может быть заметно колебание стрелки. Он показывает, сколько делений прошла стрелка на индикаторе веса, т.е. 3 деления вернера равны 1 делению индикатора массы.

 

Роторы применяют для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спускоподъёмных операциях и вспомогательных работах.

Ротор — это редуктор передающий вращение вертикально подвешенной колонне от горизонтального вала трансмиссии. Станина ротора воспринимает и передает на основание все нагрузки, возникающие в процессе бурения и при спускоподъемных операциях. Внутренняя полость станины представляет собой масляную ванну. На внешнем конце вала ротора, на шпонке, может цепное колесо или полумуфта карданного вала. При отвинчивании долота или для предупреждения вращения бурильной колонны от действия неактивного момента ротор застопоривают защелкой или стопор­ным механизмом. При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку ско­рость вращения ротора изменяют при помощи передаточных меха­низмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не свя­зывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев при ротор­ном бурении применяют индивидуальный, т. е. не связанный с ле­бедкой, привод к ротору.

В проходное отверстие ротора вставляются 2 вкладыша. Затем в зависимости от диаметра труб на ротор ставятся соответствующие клинья, которые присоединяются к четырём параллелям. Параллели в свою очередь приводятся в движение при помощи ПКР (пневматические клинья ротора), которые крепятся с противоположной стороны от вала ротора. При помощи педали, которая находится на пульте, бурильщик поднимает, либо опускает клинья.

Когда начинается бурение, клинья снимают с ротора, освобождая тем самым квадратное отверстие вкладышей. Затем в этом отверстии фиксируется так называемый кельбуш – подвижно закреплённая на ведущей трубе гайка, которая двигается по ней вверх-вниз. Дальше с помощью трансмиссии задаются необходимые обороты ротора, и он приводится во вращение с пульта бурильщика.

СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ

Спуско - подъемные операции включают процесс спуска бу­рильной колонны в скважину и подъема ее из скважины. Бу­рильную колонну из скважины часто поднимают для замены долота или перед спуском обсадной колонны после достижения необходимой глубины. Спуск всей бурильной колонны осуще­ствляют после замены долота или при расширении ствола и промывке ее буровым раствором.

На рис. 1.9 представлена схема последовательности опера­ций при подъеме инструмента из скважины. Процесс начина­ется с поднятия рабочей трубы над ротором, установки клиньев и отвинчивания ведущей трубы и вертлюга с верхнего соедине­ния бурильной колонны и их установки в шурф под ведущую трубу.

Бурильные трубы с помощью элеватора и лебедки подни­мают над полом вышки. Элеваторы для подъема бурильных, об­садных и насосно-компрессорных труб (НК.Т) представлены на рис. 1.10, а, б, в соответственно. Элеватор представляет собой устройство типа хомута, которое защелкивается на трубе, что позволяет поднимать бурильную колонну из скважины.

Рис. 1.9 Схема последовательности подъемных операций [2]

1 — шурф под двухтрубку; 2 — палец; 3 — стальная балка; 4 — полати для верхового рабочего

Бурильную колонну обычно извлекают комплектом из трех труб (свеча бурильных труб). Свечу бурильных труб (длиной около 28 м) поднимают над ротором и раскрепляют в замке машинными ключами и пневмораскрепителем или с помощью обратного вращения ротора. Верхнюю часть свечи принимает верховой рабочий, располагающийся на полатях, где он осво­бождает свечу из элеватора. Затем верхнюю часть свечи на­правляют за специально предназначенный для этого палец, установленный на раме для свечей (подсвечнике). До этого ра­бочий, работающий у ротора, подает конец свечи к подсвеч­нику (площадке на полу вышки), который расположен под по­латями верхового рабочего. Свободные элеваторы затем опу­скают и закрепляют на оставшейся бурильной колонне, клинья

для захвата убирают из ротора и следующую свечу бурильных труб извлекают из скважины.

Этот процесс продолжается до тех пор, пока вся бурильная колонна не будет поднята из скважины и установлена в буро­вой вышке.

При спуске последовательность та же, что и при подъеме, но в обратном порядке, т. е. трубу поднимают с подсвечника с помощью элеватора. КНБК, включающую долото и УБТ, спу­скают в скважину в первую очередь.

Когда скважина пробурена, опробована и закончена, свечи бурильных труб разбирают на отдельные трубы для передвиже­ния на новую буровую.

НАРАЩИВАНИЕ

Перед бурением скважины КНБК собирают на полу вышки. Вначале на долото навинчивают над долотный переводник, за­тем соединяют УБТ и стабилизатоторы. После этого КНБК спускают в скважину и подвешивают в роторе на последнем замке (на муфте) Бурильные трубы укладывают на мостках, при­легающих к буровой.

Для подъема каждой бурильной трубы используют малый подъемный кран, установленный на буровой

Каждую трубу размещают сначала в шурфе для двухтрубки перед спуском ее в скважину.

Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши помещают в шурф, пробуренный рядом с шурфом для двутрубки. В под вышечном основании для них выполнены отверстия Оба шурфа обсаживают трубами Ведущую трубу и ее направляющие вкла­дыши поднимают из своего шурфа и соединяют с бурильной трубой в шурфе для двутрубки. Всю компоновку затем подни­мают и подают к ротору для соединения с КНБК.

Бурильные трубы соединяют с верхней частью УБТ с по­мощью пневматического бурового ключа (рис 1 6) и специаль­ного машинного ключа с сухарями (рис 1 7). Пневматический ключ используют для первичного свинчивания, а машинный ключ—для окончательного крепления. После этого бурильную колонну спускают в скважину и включают ротор для передачи вращения бурильной колонне Ведущую трубу медленно опу­скают до тех пор, пока долото не достигнет забоя На поверхно­сти это заметно по уменьшению веса бурильной колонны (или, так называемая, осевая нагрузка на долото) Нагрузку опреде­ляют по индикатору веса на пульте управления бурильщика, соединенному гидравлическим шлангом с датчиком натяжения, который, в свою очередь, соединен с креплением неподвижного конца талевого каната (см гл. 3)

Бурильщик регулирует нагрузку на долото в соответствии с требованиями программы бурения, подготавливаемой техно­логическим отделом. Каждый тип породы требует различных сочетаний нагрузки на долото и частоты вращения для дости­жения максимальной проходки (см гл. 4) Таким образом, скважину бурят при переменной осевой нагрузке на долото, вращении и промывке.

Большинство ведущих труб имеет длину 12 м, что позво­ляет пробурить скважину на глубину 12 м, когда верхняя часть ведущей трубы достигает ротора.

Затем скважину бурят при добавлении дополнительных труб в состав бурильной колонны (наращивание) Обычно сначала наращивают по одной трубе путем поднятия всей ведущей трубы над ротором. После этого под верхней муфтой буриль­ной трубы устанавливают клинья для удерживания ее в роторе Затем ведущую трубу отсоединяют и подают к шурфу для двух­трубки, в котором се устанавливают в муфту заранее достав­ленной в шурф бурильной трубы. Пневматическим ключом, рас­положенным на дневной поверхности, сначала свинчивают

Рис 1 6 Пневматический буровой ключ-/ — цепь зубчатого типа, 2 — приводные ро­лики (подвергнуты цементации), 3 — звездочка цепи, 4 — встроенный (интегральный) пневмо -двигатель с цикломатической передачей, 5 — винт для уравновешивания; 6 — быстросъемное соединение для изменения направления вращения 7—лубрикатор, в—монтажная пластина с четырьмя крепежными болтами для регулировки под различные размеры бу­рильных труб, 9, 10 — дроссельный и кулач­ковый клапаны, 11 — поворотная ручка

Рис. 1 7. Машинный ключ

трубы, а машинный ключ используют для окончательного до-крепления

Затем ведущую трубу поднимают (с помощью лебедки) и соединяют с бурильной трубой, которая удерживается в ро­торе. Наращенную бурильную колонну спускают в скважину и

 

Рис 1 8 Схема наращивания бурильного инструмента [2]:

1 — спуск бурильной трубы в шурф для двухтрубки, 2 — подъем соединения с мост ков (стеллажа) для труб; 3 — свинчивание вертлюга и ведущей трубы с бурильной тру­бой, 4 — посадка в муфту бурильной трубы; 5 — наращенная бурильная колонна го­това к бурению

начинается снова процесс бурения. На рис. 1.8 представлена схема процесса наращивания,

Процесс наращивания бурильного инструмента повторяется

до тех пор, пока не износится долото или не будет достигнута проектная глубина скважины. После этого всю бурильную ко­лонну извлекают из скважины.

 

СМЕНА ДОЛОТ

Чтобы рационально отработать долото, необходимо выполнить норму по проходке. По мере углубления забоя породоразрушающий инструмент изнашивается, и для того, чтобы износ не произошёл раньше времени, необходимо соблюдать режим бурения.

Режим бурения включает в себя обороты ротора или забойного двигателя, нагрузку на долото и давление в насосах (на стояке). Так, для правильной отработки долота нагрузка на него должна составлять на более 75 % веса колонны УБТ. Перегрузка долота может обернуться его преждевременным износом или сломом шарошки, а недогрузка – падением проходки. Обороты ротора и давление на стояке задаются по геолого-техническому наряду.

Для рациональной отработки долота необходимо подавать его на забой без вращения и только после контакта с забоем включать обороты. Но прежде, чем начать бурение, необходимо «обкатать» долото в течение 30-40 минут для того, чтобы оно приработалось. При этом нагрузка на долото должна быть небольшой – порядка 3-5 т. При бурении турбобуром или винтовым забойным двигателем долото подаётся на забой уже во вращении. В этом случае можно либо становить промывку и спустить долото до забоя, либо без остановки промывки постепенно нагружать долото до требуемой величины.

Кодирование износа шарошечных долот:

В – износ вооружения (хотя бы одного венца)

В1 – уменьшение высоты зубьев на 0,25 %

В2 – уменьшение высоты зубьев на 0,5 %

В3 – уменьшение высоты зубьев на 0,75 %

В4 – полный износ зубьев

С – скол зубьев в %

П – износ опоры (хотя бы одной шарошки)

 

П1 – радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот

диаметром меньше 216 мм 0-2 мм; для долот диаметром больше

216 мм 0-4 мм

П2 - радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот

диаметром меньше 216 мм 2-5 мм; для долот диаметром больше

216 мм 4-8 мм

П3 - радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот

диаметром меньше 216 мм больше 5 мм; для долот диаметром больше

216 мм больше 8 мм

П4 – разрушение тел качения

К – заклинивание шарошек (их число указывается в скобках)

Д – уменьшение диаметра долота (мм)

А – аварийный износ (число оставленных шарошек и лап указывается в скобках)

АВ (А1) – поломка и оставление вершины шарошки на забое

АШ (А2) – в поломка и оставление шарошки на забое

АС (А3) – оставление лапы на забое

Причины аномального износа шарошечных долот:

1) Большое число сломанных зубьев:

- неправильный выбор долота

- неправильная приработка долота

- чрезмерная частота вращения

- чрезмерно большая нагрузка на долото

- работа по металлу

2) Сильный износ по диаметру:

- большая частота вращения

- значительное время механического бурения

- сдавливание шарошек в результате спуска в ствол уменьшенного диаметра

3) Эрозия тела шарошки:

- большое содержание твердой фазы в промывочной жидкости

- большой расход промывочной жидкости

- долото предназначено для более твёрдых пород

4) Чрезмерный износ опор:

- отсутствие стабилизатора над долотом или между УБТ

- большая частота вращения

- чрезмерно большая нагрузка на долото

- значительное время механического бурения

- большое содержание песка в промывочной жидкости

5) Закупорка межвенцовых промежутков в шарошках разбуренной породой и твёрдой фазой:

- недостаточный расход ПЖ

- чрезмерно большая нагрузка на долото

- большое содержание твердой фазы в промывочной жидкости

- долото предназначено для более твёрдых пород

- спуск долота осуществлён в заполненную шламом призабойную зону

6) Большое число потерянных зубьев:

- эрозия тела шарошки

- чрезмерно большая нагрузка на долото

- значительное время механического бурения

-Технология и техника бурения нефтяных скважин (бурильный инструмент, долота, забойные двигатели буровые растворы, система очистки бурового раствора, режимы бурения, устройство и основные узлы буровой установки)

БУРИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ

Основная функция бурильной ко­лонны—передача вращения и подача бурового раствора под большим давле­нием к долоту. На бурильную колонну действуют несколько видов нагрузок:

осевая нагрузка за счет собственного веса и

подвешенного на колонне груза, радиальные силы за счет давления в скважине, скручивающий момент при вращении и циклические знакоперемен­ные нагрузки при изгибе в скважинах с перегибами ствола Бурильная колонна должна выдерживать все приложенные нагрузки и иметь длительный срок слу­жбы.

 

Бурильную трубу изготовляют цель­нотянутой с высадкой наружу, внутрь или наружу и внутрь. Термин «высадка» относится к процессу изготовления трубы и включает увеличение толщины ме­таллической стенки у концов трубы для повышения прочности трубы на этих участках В соответствии с типом вы­садки бурильная труба называется высаженной внутрь (IU), наружу (ЕU) или наружу и внутрь(IEU)

Бурильные трубы производят трех типоразмеров длиной 5,5:6,7 м (тип 1), 8,2:9,1 м (тип 2) и 11,5:13,7 м (тип 3). Используют пять групп прочности для различных глубин буре­ния и величин нагрузок. АНИ обозначает их как Д, Е, Х-95, G-105 и S-135. Трубы этих групп изготовляют различных на­ружных диаметров—от 60,3 до 168,3 мм. Трубы каждой группы прочности и разного диаметра характеризуются номи­нальным весом 1 м трубы; внутренним диаметром; пределом прочности на смятие; внутренним давлением, при котором на­пряжение в теле трубы достигает предела текучести; пределом текучести тела трубы (см. гл. 10).

Указанные выше характеристики бурильной трубы изменя­ются во времени вследствие высоких напряжений, испытываемых - трубой во время бурения с отбором или без отбора керна и т. д. Эти напряжения—результат комбинированного дей­ствия нагрузки от веса бурильных труб и УБТ, изгибающих на­пряжений от вращения, ударных нагрузок при торможении бу­рильных труб в клиньях. В процессе бурения такие напряжения приводят к износу и уменьшению прочностных характеристик новых бурильных труб. Поэтому. АНИ классифицирует буриль­ные трубы по степени износа.

/ класс— новая бурильная труба или труба повышенного качества, которая имеет равномерный износ и минимальную толщину стенки 80 % номинальной. На практике, если буриль­ная труба один раз побывала в скважине, то она понижается

по классу.

11 класс—труба, имеющая минимальную толщину стенки 65 % номинальной на участке одностороннего износа; площадь поперечного сечения такой трубы равна площади поперечного сечения трубы повышенного качества.

III класс— труба, имеющая минимальную толщину стенки 55 % номинальной на участке одностороннего из­носа.

Минимальные прочностные характеристики четырех групп прочности для четырех классов бурильных труб приведены в табл. 2.1—2.4. Эти характеристики будут использованы при расчете бурильной колонны.

 

ДОЛОТА

Буровое долото—неотъемлемая часть бурильной колонны, и его правильный выбор невозможно переоценить. Буровое долото разрушает породу в результате совместного действия осевой нагрузки и крутящего момента. Разрушенная порода вымывается с забоя буровым раствором, позволяя долоту разрушать вновь образованную поверхность. В результате этого процесса—разрушения породы и очистки забоя—образуется ствол скважины.

В данной главе изложены результаты работы шарошечных долот для роторного бурения и приведен краткий обзор типов долот с алмазными поликристаллическими вставками.

Шарошечное долото состоит из шарошек конической формы. которые вращаются вокруг собственной оси и оси долота. Эти долота наиболее широко используют при бурении нефтяных скважин,а также месторождений твердых полезных ископаемых и для целей гражданского строительства. Впервые эти долота были применены в 1920 г. В настоящее время бурение 95 % объема проходки нефтяных скважин осуществляется шарошечными долотами [1].

Шарошки долота снабжены фрезерованными зубцами, выполненными из тела шарошки, или вставками карбида вольфрама. Долота с фрезерованными зубцами используют при бурении мягких пород, а штыревые долота— средних и твердых горных пород.

Существуюттри типа шарошечных долот:

Рис. 4.1.Штыревое долото со вставками из карбида вольфрама 1) двухшарошечные долота, изготовляемые в настоящее время только с фрезерованными зубцами, что ограничивает их применение для мягких пород;

2) трехшарошечные долота, которые изготовляют как с фрезерованными зубцами, так и с вставками из карбида вольфрама (рис. 4.1); изложенное ниже, в основном, относится к трехшарошечным долотам;

3) четырехшарошечное долото, которое изготовляют только с фрезерованными зубцами и используют в настоящее время для скважин большого диаметра, т. е. 660,4 мм и более.

Конструкции долот с фрезерованными зубцами или штыре­вые долота могут быть изготовлены при различных сочетаниях диаметра, форм и типа зубцов, величины смещения, типа под­шипника и механизма смазки. Существует несколько фирм-изготовителей долот, которые выпускают собственные модифи­кации конструкций долот. Таким образом, для одного типа пород имеется несколько конструкций долот различных изгото­вителей.

Международная ассоциация буровых подрядчиков (IADC, или МАБП) в 1972 г. разработала сравнительную классифика­цию для различных типов долот. Основные положения этой классификации приведены в табл. 4.1, в которой каждое до­лото обозначается с помощью трех индексов.

Первый индекс (или цифра) определяет классификацию се­рии, которая относится к вооружению долота. Для долот с фре­зерованными зубцами первый шифр имеет цифры от 1 до 3, который характеризует породу—мягкая, средняя и твердая соответственно.

Мягкие породы (цифра 1) требуют длинных, тонких зубцов с большим шагом между ними для эффективного бурения. Средние породы (цифра 2) требуют коротких зубцов с мень­шим шагом между ними, чтобы выдерживать высокие контакт­ные нагрузки.

Твердые породы (цифра 3) требуют очень коротких зубцов с малым шагом для максимального срока службы долота и эф­фективного бурения.

Для штыревых долот первый индекс—цифры 5—8. Эти цифры соответствуют увеличению твердости породы (см. табл. 4.1).

Второй индекс относится к классу твердости горной породы в пределах каждой группы и имеет номера от 1 до 4. Эти но­мера соответствуют твердости пород от самых мягких до самых твердых в пределах каждой серии [2].

Третий индекс (от 1 до 9) определяет механические особен­ности [2] долота, например, опоры герметизированные и негер­метизированные.

В табл. 4.2 и 4.3 приведены сравнительные характеристики для фрезерованных и штыревых долот четырех фирм-изготови­телей.

В качестве примера использования табл. 4.2 рассмотрим долото с шифром 134. Из табл. 4.2 можно видеть, что шифр до­лота 134 указывает на то, что долото с фрезерованными зуб­цами подходит для мягких пород (класс 3). Этот тип долота характеризуется герметизированной опорой и может быть за­казан у четырех приведенных ниже производителей следующим образом.

Марки штыревых долот (см. табл. 4.3) с шифром 627 приве­дены ниже.

 

Поликристаллическое долото с алмазными вставками является новой модификацией известных лопастных долот типа «рыбий хвост», в котором отсутствуют движущиеся части (подшипники).

Новое долото предназначено для разрушения породы скалыванием, а не сжатием (шарошечные долота) или с помощью дробяще - истирающего действия (алмазные долота). Разрушение породы при скалывании (резании) требует значительно меньше энергии, чем при сжатии.

Меньшая нагрузка на долото способствует меньшему износу бурового долота и бурильной колонны [б]. Существуют два раз­личных типа долота PDC, которые известны также как долота типа «Стратопаке».

Схема разрушения пород с помощью долот с алмазными по­ликристаллическими вставками, трехшарошечного и алмазного обычного типа представлена на рис. 4.12.

Долото типа PDC разрушает породу при резании—скалывании, что ограничивает его применение при бурении мягких пород и пород средней твердости. При разрушении с помощью скалывания требуется, чтобы долото было самозатачиваю­щимся, а это усиливает эффект резания породы.

В долоте типа FDC используют большое количество режу­щих элементов, которые изготовляют путем соединения слоя.

 

ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

 

В качестве забойных двигателей при бурении используют турбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непосредственно над долотом.

Турбобур- это многоступенчатая турбина (число ступеней до350), каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток жидкости, стекая с лопаток статора, натекает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращательного момента, снова натекает на лопатки статора и т.д.Хотя каждая ступень турбобура развивает относительно небольшой момент, благодаря их большому количеству, суммарная мощность на валу турбобура оказывается достаточной, чтобы бурить самую твердую породу.

При бурении с помощью электробура питание электродвигателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб. В этом случае вместе с долотом вращается лишь вал электродвигателя, а его корпус и бурильная колонна остается неподвижными.

Основным элементом винтового двигателя являются статор и ротор. Статор изготовлен нанесением специальной резины на внутреннюю поверхность стального корпуса. Внутренняя поверхность статора имеет вид многозаходного винта. Количество винтовых линий на одну меньше, чем у статора.

 

БУРОВЫЕ РАСВОРЫ

Успех бурения скважин в значительной степени зависит от состава и свойств буровых растворов, которые должны обеспечивать безопасность и безаварийность ведения работ при высокой скорости бурения и качественном вскрытии продуктивного пласта. Применение буровых растворов с регулируемыми свойствами оправданно требует значительных средств с целью экономии затрат времени на работы, связанные с авариями, осложнениями, проработками и промывками, длительностью и результатами освоения.

Охлаждение и смазка долот и бурильных труб

В процессе бурения между долотом и разрушаемой породой, а также между вращающимся бурильным инструментом и стенками скважины возникают значительные силы трения. Благодаря присутствию промывочной жидкости коэффициент трения значительно уменьшается, а теплота, образующаяся вследствие трения, рассеивается потоком жидкости. Кроме того, на стенках скважины образуется скользкая корка, которая уменьшает силы трения труб при вращении и СПО. Существенно понижают коэффициент трения смазывающие добавки.

Очистка забоя скважины

Это одна из основных функций раствора, способствующая достижению максимальной скорости бурения за счет эффективной очистки забоя от выбуренной породы. Для избежания усталостного (повторного) режима разрушения забоя используются гидромониторные насадки на долоте. Наилучшие условия разрушения создаются при минимальной разнице гидростатического и порового давлений в разбуриваемых породах. Механическая скорость бурения повышается при обработке раствора ПАВ, понижающими поверхностное натяжение. Существенное влияние оказывает величина мгновенной фильтрации раствора, чем она больше, тем выше механическая скорость.

Однако, не всегда удается поддерживать все указанные параметры для успешной работы долота, ибо существует целый ряд и других технологических требований к буровому раствору, связанных с геологическими условиями бурения.

 

Вынос выбуренной породы из скважины

Важнейшей функцией бурового раствора является удаление частиц выбуренной и обвалившейся породы из скважины на поверхность. Качество очистки скважины от шлама (скорость и степень) зависит от скорости восходящего потока, которая определяется производительностью насосов. На эффективность выноса породы влияет удельный вес, вязкость и динамическое напряжение сдвига бурового раствора. Для удаление частиц породы необходимо, чтобы скорость восходящего потока была выше скорости их осаждения.

Скорость осаждения частиц в неподвижном растворе зависит от их размеров и форм, разницы удельных весов раствора и частицы, вязкости раствора и особенно его тиксотропных свойств.

В тиксотропных растворах при прекращении циркуляции образуется достаточно прочная структура, которая препятствует осаждению частиц. Статическое напряжение сдвига буровых растворов меняется в широких пределах и, в большинстве систем растворов легко получить структуру такой величины, при которой любая частица нормального удельного веса остается во взвешенном состоянии.

Формирование на стенках скважины малопроницаемой фильтрационной корки

Под влиянием разницы гидростатического давления столба раствора и пластового давления на стенках скважины образуется фильтрационная корка из твердой фазы раствора.

В верхней части разреза корка консолидирует несцементированные пески и обеспечивает их устойчивость. Одновременно, корка фактически разобщает скважину и проницаемые пласты. Однако при большой величине водоотдачи на стенке скважины образуется толстая фильтрационная корка, что отрицательно влияет на состояние скважины. Во первых, велика вероятность дифференциального прихвата; во вторых, на толстую и рыхлую корку, как правило, прилипает шлам, происходит сужение ствола скважины с последующими осложнениями (затяжки, прихваты при подъеме). Одновременно, при большой величине водоотдачи в продуктивный пласт поступает большое количество фильтрата на большую глубину. Это приводит к существенному снижению проницаемости пласта при последующей эксплуатации скважины, поэтому величина водоотдачи, включая забойную, должна быть как можно меньше и, жесткое регламентирование этого показателя в программах и проектах вполне обосновано. Наиболее эффективными системами для предупреждения указанных осложнений являются полимерные растворы с низким содержанием твердой фазы.

Предупреждение нефте-, газо- и водопроявлений

Давление жидкости или газа, содержащихся в проницаемых пластах, зависит от глубины их залегания и ряда других факторов. Давление бывает нормальным для данной глубины, а может быть аномально высоким, т.е. значительно выше гидростатического. Поэтому в том и в другом случае плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы давление столба раствора было несколько выше пластового давления и препятствовало перетоку жидкости или газа из пласта в скважину как при бурении, так и во время СПО. Требуемая величина плотности бурового раствора, в зависимости от пластового давления и глубины залегания пласта, четко регламентируется новыми Правилами ведения работ.

 

Предупреждение обвалов

Осыпи и обвалы неустойчивых глин являются основными видами осложнений, возникающих при бурении. Многие скважины не были добурены до проектных глубин из-за этих осложнений. Роль буровых растворов в этих условиях трудно переоценить, все зависит от состава и свойств бурового раствора. В настоящее время разработаны и успешно применяются несколько специальных систем буровых растворов, позволяющих частично или полностью предотвратить осыпи и обвалы неустойчивых глин.

Качество вскрытия продуктивных пластов

Загрязнение продуктивных пластов при бурении - это реальный процесс, в результате которого частично обратимо (а частично необратимо), но существенно снижается проницаемость пластов. Иногда происходит полная закупорка пласта, и вызвать приток удается только с помощью специальных методов интенсификации. Мировой наукой и практикой установлено, что все компоненты бурового раствора (твердые и жидкие) активно взаимодействуют с продуктивным пластом.

С применением качественного бурового раствора, заданного состава и свойств, производится одновременное успешное вскрытие отложений, отличающихся по характеру возможных осложнений. Таковыми могут быть водо- и газопроявляющие горизонты и неустойчивые глины, надсолевые, солевые и подсолевые отложения. С применением соответствующего раствора нет необходимости спускать дополнительные промежуточные колонны с целью разобщения потенциально несовместимых горизонтов. Нередко в определенных геологических условиях за счет применения качественного раствора обходятся без промежуточных колонн, после кондуктора следующая колонна является эксплуатационной. Экономия обсадных труб требует дополнительных затрат для поддержания состава и свойств бурового раствора на заданном уровне.

Некоторые физико – химические представления

Основные свойства буровых растворов зависят от размера, формы и химического состава взвешенных в нем частиц. По размеры эти частицы удобно разделить на три группы:

n коллоиды размером от 0,1до 2мкм, определяющие вязкостные и фильтрационные свойства раствора;

n илы, утяжелители с размером частиц от 1 до 70 мкм, обеспечивающие необходимую плотность раствора;

n песок с размером частиц от 50 до 400 мкм, которые хотя и закупоривают крупные отверстия в некоторых очень пористых пластах, в остальном оказывают отрицательное воздействие в силу высокой абразивности.

Коллоидная фракция раствора обладает высокой активностью благодаря очень малому размеру частиц по отношению к их массе. Такая дисперсная система отличается большой удельной поверхностью, а поведение частиц и раствора в целом определяется главным образом электростатическими зарядами на их поверхностях, которые способствуют развитию сил притяжения/отталкивания между частицами. Особо активными коллоидами являются глинистые минералы, которые отличаются как по форме (мельчайшие кристаллические пластинки и пакеты из таких пластинок), так и молекулярным строением этих частиц. Благодаря особому строению кристаллической решетки активных глинистых минералов, на базальных поверхностях частиц образуются сильные отрицательные заряды, а также положительные заряды но ребрах и гранях. Взаимодействие между этими противоположными зарядами при низких скоростях течения сильно влияет на вязкость глинистых растворов и является причиной обратимого структурообразования когда раствор находится в состоянии покоя.

В природе глины состоят из различных минералов, таких как монтмориллонит, иллит и коалинит, из которой наибольшей активностью обладает монтморилонит.

При взаимодействии с водой глина набухает вследствие гидратации базальных плоскостей и ориентированных около них противоионов (Ca, Na, Mg). В результате такой гидратации образуется суммарная гидратная оболочка, обладающая упругими свойствами и, вследствие этого, давление набухания достигает больших величин. При механическом воздействии на смесь глины с водой происходит расслоение пакетов по базальным плоскостям и их разлом по ребрам и граням с образованием глинистого раствора. Такая первичная дезинтеграция глины в воде называется диспергированием.

Упругие гидратные оболочки на поверхности частиц глины предотвращают их слипание, таким образом происходит так называемая естественная стабилизация системы. Толщина гидратной оболочки зависит от величины отрицательного заряда базальной поверхности, которая определяется минералогической природой глины. Наиболее активным минералом является монтморилонит, чем больше его содержание в глинистой породе (60 - 70% и более), тем выше выход раствора из единицы веса глины (15 м³ и более из 1тонны глинопорошка).

Во многих случаях, для регулирования свойств бурового раствора глинистые коллоиды дополняются, а иногда и полностью заменяются органическими коллоидами. Так, при попадании в систему растворимых солей происходят следующие явления. С увеличением концентрации соли в растворе, вследствие динамического характера адсорбционных процессов, возрастает концентрация положительно заряженных катионов у отрицательно заряженной поверхности глинистых частиц. При определенной концентрации соли (1-1,5% NaCl, 0,25% CaCl₂) происходит полная нейтрализация заряда поверхности глины, а защитная гидратная оболочка исчезает. В результате такого воздействия солей происходит коагуляция системы: частички глины слипаются в крупные блоки, раствор загустевает и резко возрастает водоотдача.

Для восстановления свойств раствора в этом случае используют солестойкие полимерные реагенты, такие как крахмал, КМЦ и др. Макромолекулы этих полимеров вместе со своими гидратными оболочками адсорбируются на поверхности глинистых частиц и создают так называемые искусственные защитные гидратные оболочки. При таком воздействии коллоидов, скоагулированые частички вновь разъединяются, и этот процесс повторного диспергирования глинистых блоков называется пептизацией. При определенной концентрации полимера свойства раствора полностью восстанавливаются. Кроме адсорбционной стабилизации глинистых частиц многие полимеры образуют в растворе полимерные блоки коллоидного размера. Как в пресных, так и в соленых растворах такие частички из полимеров существенно влияют на свойства растворов. В зависимости от величины молекулярного веса полимеры могут влиять или не влиять на структурно-механические свойства растворов, но всегда эффективно снижают водоотдачу.

 

СИСТЕМА ОЧИСТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА

 

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. Кроме того, в наиболее не­благоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой Раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые позволяют повысить эффективность работы очистных уст­ройств

Несмотря на то, что система очистки сложная и дорогая, в большинстве случаев применение ее рентабельно вследствие значительного увеличения скоростей бурения, сокращения расходов на регулирование свойств бурового раствора уменьшения степени осложненности ствола, удовлетворения требований защиты окружающей среды.

В составе циркуляционной системы аппараты должны ус­танавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина — газовый сепаратор - блок грубой очистки от шлама (вибросита) — дегазатор — блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, се­паратор) — блок регулирования содержания и состава твер­дой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель).

Разумеется, при отсутствии газа в буровом растворе ис­ключают ступени дегазации; при использовании неутяжелен­ного раствора, как правило, не применяют глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители). Иными словами, каждое оборудование предназначено для выполнения вполне определенных функ­ций и не является универсальным для всех геолого-технических условий бурения. Следовательно, выбор обору­дования и технологии очистки бурового раствора от шлама основывается на конкретных условиях бурения скважины. А чтобы выбор оказался правильным, необходимо знать техно­логические возможности и основные функции оборудования.

 

УСТРОЙСТВО И ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

Буровые вышки

Процесс бурения сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны в скважину, а также поддержанием ее на весу. Масса инструмента, с которой приходится при этом оперировать, достигает многих сотен килоньютонов. Для того чтобы уменьшить нагрузку на канат и снизить установочную мощность двигателей применяют подъемное оборудование (рис. 1.1), состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой (полиспастовой) системы. Талевая система, в свою очередь, состоит из неподвижной части кронблока (неподвижные блоки полиспаста), устанавливаемого наверху фонаря вышки, и подвижной части талевого блока (подвижного блока полиспаста), талевого каната, крюка и штропов. Подъемное оборудование является неотъемлемой частью всякой буровой установки независимо от способа бурения.

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения. Наиболее серьезной опасностью при работе на буровых вышках является частичное или полное их разрушение. Основная причина, приводящая к падению или разрушению вышек недостаточный надзор за их состоянием в процессе длительной эксплуатации. По этим причинам были введены изменения в правилах безопасности предусматривающие обязательные периодические проверки вышек, в том числе с полной разборкой и ревизией их деталей, а также испытания с нагружением вышек в собранном виде.

Кроме того, вышка должна подвергаться тщательному осмотру и проверке каждый раз до начала буровых работ, перед спуском обсадных колонн, освобождением прихваченной бурильной или обсадной колонны, при авариях и после сильных ветров (15 м/с для открытой местности, 21 м/с для лесной и таежной местности, а также когда вышка сооружена в котловане). Вышки мачтового типа монтируются в горизонтальном положении, а затем поднимаются в вертикальное положение при помощи специальных устройств. Транспортировка вышки осуществляется в собранном виде вместе с платформой верхового рабочего в горизонтальном положении на специальном транспортном устройстве. При этом талевая система не демонтируется вместе с вышкой. При невозможности изза условий местности транспортирования вышки целиком она разбирается на секции и транспортируется частями универсальным транспортом. В практике бурения кроме вышек мачтового типа продолжают использоваться вышки башенного типа, которые собираются методом сверху вниз. Перед началом монтажа на вышечном основании монтируют подъемник. После окончания сборки вышки подъемник демонтируют.

Рисунок 1.1 - Вышка ВА-45-185

1 – направляющие канаты; 2 – подвижной центратор; 3 – автоматический элеватор; 4 – подсвечник; 5 – механизм подъема свечи; 6 – верхний магазин; 7 – полати механизма расстановки свечей; 8 – механизм захвата свечи; 9 – вертикальные фермы; 10 – опора вышки; 11 – горизонтальная растяжка; 12 – диагональная растяжка; 13 – подкосы; 14 – нижняя опора подкоса; 15 – козлы; 16 – маршевые лестницы; 17 – лестница кольцевого типа.

 

Одновременно с монтажом буровой установки и установкой вышки ведут строительство привышечных сооружений. К ним относятся следующие сооружения:

1) Редуктор (агрегатный) сарай, предназначенный для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки. Его пристраивают к вышке со стороны её задней панели в направлении, противоположном мосткам. Размеры редукторного сарая определяются типом установки.

2) Насосный сарай для размещения буровых насосов и силового оборудования. Его строят либо в виде пристройки сбоку фонаря вышки редукторного сарая, либо отдельно в стороне от вышки. Стены и крышу редукторного и насосного сараев в зависимости от конкретных условий обшивают досками, гофрированным железом, камышитовыми щитами, резино-тканями или полиэтиленовой плёнкой. Использование некоторых буровых установок требуется совмещение редукторного и насосного сараев.

3) Приемный мост, предназначенный для укладки бурильных обсадных и других труб и перемещения по нему оборудования инструмента, материалов и запасных частей. Приемные мосты бывают горизонтальные и наклонные. Высота установки приемных мостов регулируется высотой установки рамы буровой вышки. Ширина приемных мостов до 1,5...2 м, длина до 18 м.

4) Система устройств для очистки промывочного раствора выбуренной породы, а также склады для химических реагентов и сыпучих материалов.

5) Ряд вспомогательных сооружений при бурении: на электроприводе -- трансформаторные площадки, на двигателях внутреннего сгорания (ДВС) -- площадки, на которых находятся емкости для горюче-смазочных материалов и т. п.

Талевая система

В процессе проводки скважины подъемная система выполня­ет различные операции. В одном случае она служит для про­ведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходимого усилия для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны или при авариях с ней. Для обеспе­чения высокой эффективно­сти при этих разнообраз­ных работах подъемная си­стема имеет два вида ско­ростей подъемного крюка: техническую для СПО и технологические для ос­тальных операций.

 

 

В связи с изменением веса бурильной колонны при подъеме для обеспече­ния минимума затрат вре­мени подъемная система должна обладать способно­стью изменять скорости подъема в соответствии с нагрузкой. Она также слу­жит для удержания бу­рильной колонны, спущен­ной в скважину, в процессе бурения.

Подъемная система ус­тановки (рис. III.1) пред­ставляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, яв­ляющегося гибкой связью между буровой лебедкой 6 и меха­низмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Под­вижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б — через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъемный крюк во многих случаях объединяют в один механизм — крюкоблок.

Буровые лебёдки

Лебедка — основной механизм подъемной системы буровой установки. Она предназначена для проведения следующих опе­раций:

спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

Удержания колонны труб на весу в процессе бурения или про­мывки скважины; приподъема бурильной колонны и труб при наращивании; передачи вращения ротору; свинчивания и развинчивания труб; вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инстру­мента, оборудования, труб и др.; подъема собранной вышки в вертикальное положение.

Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой уста­новлены подъемный и трансмиссионный валы, коробка перемены передач (КПП), тормозная система, включающая основной (лен­точный) и вспомогательный (регулирующий) тормоза, пульт уп­равления. Все механизмы закрыты предохранительными щитами. Подъемный вал лебедки, получая вращение от КПП, преобра­зовывает вращательное движение силового привода в поступа­тельное движение талевого каната, подвижный конец которого закреплен на барабане подъемного вала. Нагруженный крюк под­нимается с затратой мощности, зависящей от веса поднимаемых труб, а спускается под действием собственного веса труб или та­левого блока, крюка и элеватора, когда элеватор опускается вниз за очередной свечой.

Лебедки снабжаются устройствами для подвода мощности при подъеме колонны и тормозными устройствами поглощения освобождающейся энергии при ее спуске. Для повышения к. п. д. во время подъема крюка с ненагруженным элеватором или ко­лонной переменного веса лебедки или их приводы выполняют многоскоростными. Переключение с высшей скорости на низшую и обратно осуществляется фрикционными оперативными муфта­ми, обеспечивающими плавное включение и минимальную затра­ту времени на эти операции. Во время подъема колонн различ­ного веса скорости в коробках передач переключают периоди­чески. Оперативного управления скоростями коробки не требу­ется.

В зависимости от скорости спуска или подъема крюка и числа струн в талевой оснастке канат на барабан лебедки навивается и свивается с различными скоростями. Скорость крюка при подъ­еме колонн большого веса во время технологических операций (расхаживание, ликвидация осложнения и аварий в скважине) составляет 0,15—0,25 м/с, а иногда и меньше. Эти скорости на­зываются технологическими, а скорости подъема бурильных ко­лонн и ненагруженного элеватора при СПО изменяются от 0,5 до 1,8 м/с и называются техническими. Более высокие скорости подъема ухудшают условия намотки каната на барабан и не дают существенного выигрыша во времени.

Скорости спуска колонн определяются их весом, длиной и тех­нологическими условиями скважины. Наибольшая скорость спус­ка бурильных колонн обычно не превышает 3 м/с, наименьшая при спуске обсадных колонн 0,2 м/с. В процессе бурения с по- мощью лебедки подается бурильная колонна со скоростью до 1,5 м/мин.

При подъеме колонны канат навивается на барабан лебедки под действием силы тяжести всей колонны, а свивается при спус­ке ненагруженного элеватора с небольшим натяжением. В про­цессе спуска колонн канат навивается при небольшом натяжении и большой скорости, а свивается под действием веса всей колон­ны. Это создает тяжелые условия работы каната, и он быстро изнашивается, особенно при многослойной навивке на барабан.

Мощность, передаваемая на лебедку, характеризует основные эксплуатационно-технические ее свойства и является классифи­кационным параметром.

Присоединительные размеры буровой лебедки: диаметр тале­вого каната; расстояние от середины барабана до центра звез­дочки, установленной на валу ротора. Диаметр каната должен соответствовать размерам канавок на наружной поверхности ба­рабана лебедки и размерам канавок шкивов талевой системы. В случае несоответствия канат будет быстро изнашиваться. На­рушение базового расстояния от середины барабана до центра роторной звездочки вызовет быстрый выход из строя цепи при­вода ротора и практически сделает невозможным нормальное бу­рение скважины роторным способом.

 

Современные отечественные буровые лебедки в основном вы­полняются по двум компоновочным схемам:

лебедка со всеми компонующими сборками монтируется на одной общей раме; эти лебедки имеют один главный вал, приво­димый в движение цепными трансмиссиями от коробки передач (ЛБ-750, ЛБУ-1100, ЛБУ-1700 и др.);

двух- и трехвальные лебедки, в которых собственно лебедка совмещена с КПП и представляет собой один агрегат (У2-2-11, У2-5-5идр.).

На рис. IV.1 показана одновальная лебедка ЛБ-750, смонти­рованная на общей раме / с вспомогательным тормозом 7 и стан­цией управления 8. Эта лебедка имеет главный вал с бараба­ном 5, цепные трансмиссии Зяб, главный тормоз 4 и тормозную рукоятку 2, которая служит для управления лебедкой с поста бурильщика.

На рис. IV.2 приведен подъемный агрегат, состоящий из двух блоков — одновальной буровой лебедки ЛБУ-1100 4 и КПП 6,— которые транспортируются отдельно, а при монтаже соединяют­ся в один агрегат. Цепные трансмиссии передач привода бара­банного вала лебедки от КПП «тихой» 5 и «быстрой» 7 скоро­стей закрыты кожухами. Они включаются оперативными пневма­тическими фрикционными муфтами с пульта управления 1, Расположенного на полу 2 буровой. Главным тормозом лебедки управляют удлиненной тягой 3 также с поста бурильщика.

Двух- и трехвальные лебедки в настоящее время почти не изготовляются, но на нефтепромыслах они еще применяются.

 

 

Роторы

Роторы предназначены для вращения вертикально подвешен­ной бурильной колонны с частотой 30—300 об/мин при роторном бурении или восприятия реактивного крутящего момента при бурении забойными двигателями. Они служат также для поддер­жания на весу колонн бурильных или обсадных труб, устанавли­ваемых на его столе на элеваторе или клиньях. Роторы также ис­пользуются при отвинчивании и свинчивании труб в процессе СПО, ловильных и аварийных работ. Ротор представляет собой как бы конический зубчатый редуктор, ведомое коническое коле­со которого насажено на втулку, соединенную со столом. Верти­кальная ось стола распо