В процессе проводки скважины подъемная система выполня-ет различные операции. В одном случае она служит для про-ведения 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 обеспе-чения высокой эффективно-сти при этих разнообраз-ных работах подъемная си-стема имеет два вида ско-ростей подъемного крюка: техническую для СПО и технологические для ос-тальных операций.

В связи с изменением веса бурильной колонны при подъеме для обеспече-ния минимума затрат вре-мени подъемная система должна обладать способно-стью изменять скорости подъема в соответствии с нагрузкой. Она также слу-жит для удержания бу-рильной колонны, спущен-ной в скважину, в процессе бурения.

Подъемная система ус-тановки (рис. III.1) пред-ставляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, яв-ляющегося гибкой связью между буровой лебедкой 6 и меха-низмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Под-вижный 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 опе-раций: спуска и подъема бурильных и обсадных труб; удержания колонны труб на весу в процессе бурения или про-мывки скважины; приподъема бурильной колонны и труб при наращивании; передачи вращения ротору; свинчивания и развинчивания труб; вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инстру-мента, оборудования, труб и др.; подъема собранной вышки в вертикальное положение.

Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой уста-новлены подъемный и трансмиссионный валы, коробка перемены передач (КПП), тормозная система, включающая основной (лен-точный) и вспомогательный (регулирующий) тормоза, пульт уп-равления. Все механизмы закрыты предохранительными щитами. Подъемный вал лебедки, получая вращение от КПП, преобра-зовывает вращательное движение силового привода в поступа-тельное движение талевого каната, подвижный конец которого закреплен на барабане подъемного вала. Нагруженный крюк под-нимается с затратой мощности, зависящей от веса поднимаемых труб, а спускается под действием собственного веса труб или та-левого 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 ко-лонной переменного веса лебедки или их приводы выполняют многоскоростными. Переключение с высшей скорости на низшую и обратно осуществляется фрикционными оперативными муфта-ми, обеспечивающими плавное включение и минимальную затра-ту времени на эти операции. Во время подъема колонн различ-ного веса скорости в коробках передач переключают периоди-чески. Оперативного управления скоростями коробки не требу-ется.

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

Роторы

Роторы предназначены для вращения вертикально подвешен-ной бурильной колонны или восприятия реактивного крутящего момента при бурении забойными двигателями. Они служат также для поддер-жания на весу колонн бурильных или обсадных труб, устанавли-ваемых на его столе, на элеваторе или клиньях. Роторы также ис-пользуются при отвинчивании и свинчивании труб в процессе СПО, ловильных и аварийных работ. Ротор представляет собой как бы конический зубчатый редуктор, ведомое коническое коле-со которого насажено на втулку, соединенную со столом. Верти-кальная ось стола расположена по оси скважины.

На рис. V.1 показана схема ротора. Стол 5 имеет отверстие диаметром 250--1260 мм в зависимости от типоразмера ротора. В отверстие стола устанавливают вкладыши 7 и зажимы ведущей трубы 6, через которые передается крутящий момент. Большое коническое колесо 4 передает вращение столу ротора, укреплен-ному

на основной 3 и вспомогательной 2 опорах, смонтированных в корпусе 1, образующем одновременно масляную ванну для смаз-ки передачи и подшипников.

Сверху стол защищен оградой 8. Быстроходный ведущий вал 10 расположен горизонтально на подшипниках 11, воспринимаю-щих радиальные и горизонтальные нагрузки. Вал 10 приводится: во вращение от цепной звездочки 12 или с помощью вилки кар-данного вала, расположенной на конце вала. Ротор снабжен сто-пором 9, при включении которого вращение стола становится не-возможным. Фиксация стола ротора необходима при СПО и бу-рении забойными двигателями для восприятия реактивного момента.

Буровые насосы и оборудование циркуляционной системы

Буровые насосы и циркуляционная система выполняют сле-дующие функции:

- нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обес-печения циркуляции в скважине в процессе бурения и эффектив-ной очистки забоя и долота от выбуренной породы, промывки, ликвидации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубном пространстве, достаточной для выноса породы на по-верхность;

- подвод к долоту гидравлической мощности, обеспечивающей высокую скорость истечения (до 180 м/с) раствора из его наса-док для частичного разрушения породы и очистки забоя от вы-буренных частиц;

- подвод энергии к гидравлическому забойному двигателю.

На рис. VII. 1 показаны схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элемен-тах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м при бу-рении роторным способом.

В процессе бурения в большинстве случаев раствор цирку-лирует по замкнутому контуру. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, кото-рые подают его в буровые насосы /. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бу-рильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбурен-ной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъем выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8. Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по желобам 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы, песок, ил, газ и другие примеси, поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров и снова направляется в подпорные насосы.

Нагнетательная линия состоит из трубопровода высокого дав-ления, по которому раствор подается от насосов / к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Напор-ная линия оборудуется задвижками и контрольно-измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом пре-дусматривается система обогрева трубопроводов.

Сливная система оборудуется устройствами для очистки и приготовления бурового раствора, резервуарами, всасывающей линией, фильтрами, нагнетательными центробежными насосами, задвижками и емкостями для хранения раствора.

Вертлюги

Вертлюг -- промежуточное звено между поступательно пере-мещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая при помощи замко-вой резьбы соединяется через ведущую трубу со стволом верт-люга. Для обеспечения подачи бурового раствора или газа пере-мещающийся вертлюг соединен с напорной линией при помощи гибкого бурового рукава, один конец которого крепится к отво-ду вертлюга, а второй к стояку.

В вертлюгах есть устройства для заливки, спуска масла и контроля его уровня, а также сапун для уравновешивания с атмосферным давлением паров внутри корпуса, создающего-ся при нагреве в процессе работы. Это устройство не пропуска-ет масло при транспортировке вертлюга в горизонтальном по-ложении.

Типоразмер вертлюга определяется динамической нагрузкой, которую он может воспринимать в процессе вращения бурильной колонны, допустимой статической нагрузкой и частотой вращения, предельным рабочим давлением прокачиваемого бу-рового раствора, массой и габаритными размерами. Каждый вертлюг имеет стандартную левую коническую замковую резьбу для присоединения к ведущей трубе двух-трех размеров. Кор-пус вертлюга выполняется обтекаемой формы для того, чтобы он не цеплялся за детали вышки при перемещениях. Вертлюги приспособлены к транспортировке любыми транспортными средствами без упаковки.

Силовые приводы буровых установок

Приводом буровой установки называется совокупность дви-гателей и регулирующих их работу трансмиссий и устройств, преобразующих тепловую или электрическую энергию в механи-ческую, управляющих механической энергией и передающих ее исполнительному оборудованию -- насосам, ротору, лебедке и др. Мощность привода (на входе в трансмиссию) характери-зует основные его потребительские и технические свойства и яв-ляется классификационным (главным) параметром.

В зависимости от используемого первичного источника энер-гии приводы делятся на автономные, не зависящие от системы энергоснабжения, и неавтономные, зависящие от системы энер-госнабжения, с питанием от промышленных электрических се-тей. К автономным приводам относятся двигатели внут-реннего сгорания (ДВС) с механической, гидравлической или электропередачей. К неавтономным приводам отно-сятся: электродвигатели постоянного тока, питаемые от промышленных сетей переменного тока.

В соответствии с кинематикой установки привод может иметь три основных исполнения: индивидуальный, групповой и ком-бинированный или смешанный.

Индивидуальный привод -- каждый исполнительный меха-низм (лебедка, насос или ротор) приводится от электродвига-телей или ДВС независимо друг от друга. Более широко этот вид привода распространен с электродвигателями. При его ис-пользовании достигается высокая маневренность в компоновке и размещении бурового оборудования на основаниях при мон-таже.

Групповой привод -- несколько двигателей соединены сум-мирующей трансмиссией и приводят несколько исполнительных механизмов. Его применяют при двигателях внутреннего сго-рания.

Комбинированный привод -- использование индивидуального и группового приводов в одной установке. Например, насосы приводятся от индивидуальных двигателей, а лебедка и ротор от общего двигателя. Во всех случаях характеристики привода должны наиболее полно удовлетворять требуемым характери-стикам исполнительных механизмов.

Потребителями энергии буровой установки являются:

в процессе бурения -- буровые насосы, ротор (при роторном бурении), устройства для приготовления и очистки бурового раствора от выбуренной породы; компрессор, водяной насос и др.;

при спуске и подъеме колонны труб -- лебедка, компрессор, водяной насос и механизированный ключ.

Приводы также делятся на главные (приводы лебедки, насосов и ротора) и вспомогательные (приводы осталь-ных устройств и механизмов установки). Мощность, потребляе-мая вспомогательными устройствами, не превышает 10--15% мощности, потребляемой главным оборудованием.

Гибкость характеристики -- способность силового привода автоматически или при участии оператора в процессе работы быстро приспосабливаться к изменениям нагрузок и частот вра-щения исполнительных механизмов. Гибкость характеристики зависит от коэффициента приспособляемости, диапазона регу-лирования частоты вращения валов силового привода и прие-мистости двигателя.

Коэффициент гибкости характеристики определяется отно-шением изменения частоты вращения к вызванному им откло-нению момента нагрузки. Он пропорционален передаточному отношению и обрат-но пропорционален коэффициенту перегрузки.

Приемистостью называется интенсивность осуществления переходных процессов, т. е. время, в течение которого двига-тель и силовой привод реагируют на изменение нагрузки и из-меняют частоту вращения.

Приспособляемость -- свойство силового привода изменять крутящий момент и частоту вращения в зависимости от момен-та сопротивления. Собственная приспособляе-мость -- свойство двигателя приспособляться к внешней на-грузке. Искусственная приспособляемость -- свой-ство трансмиссий приспосабливать характеристику двигателя к изменению внешней нагрузки.

Оборудование для герметизации устья скважины

В настоящее время при бурении не только разведочных, но и эксплуатационных скважин широко применяется оборудова-ние для герметизации устья скважин. Раньше это оборудование использовали в основном для борьбы с выбросами жидкости и газа при АВПД. В связи с применением более легких растворов для бурения давление в скважине в процессе бурения регулируют при помощи превенторов. Изменились требования к охране окружающей среды и недр земли.

Для герметизации устья скважины используют три вида превенторов: плашечные -- глухие или проходные для полного перекрытия отверстия или кольцевого пространства, если в сква-жине находится колонна труб; универсальные -- для пере-крытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны: замок, труба, ведущая труба; вра-щающиеся -- для уплотнения устья скважины с вращающей-ся в ней трубой или ведущей трубой. Ни плашечные, ни универсальные превенторы не рассчитаны на вращение колонны, если они полностью закрыты.

Плашечные превенторы

Превентор (рис. ХШ.2) состоит из стального литого корпуса 7, к которому на шпильках крепятся крышки / четырех гидравлических цилиндров 2. В полости А цилиндра 2 размещен главный поршень 3, укрепленный на што-ке 6. Внутри поршня размещен вспомогательный поршень 4, служащий для фиксации плашек 10 в закрытом состоянии от-верстия Г ствола скважины. Для закрытия отверстия плашками жидкость, управляющая их работой, поступает в полость А, под действием давления которой поршень перемещается слева на-право.

Вспомогательный поршень 4 также перемещается вправо, и в конечном положении он нажимает на кольцо-защелку 5 и фиксирует тем самым плашки 10 в закрытом состоянии, что исключает самопроизвольное их открытие. Чтобы открыть от-верстие Г ствола, надо передвинуть плашки влево. Для этого управляющая жидкость должна быть подана под давлением в полость В, которая перемещает вспомогательный поршень 4 по штоку 6 влево и открывает защелку 5. Этот поршень, дойдя до упора в главный поршень 3, передвигает его влево, тем са-мым раскрывая плашки. При этом управляющая жидкость, на-ходящаяся в полости Ј, выжимается в систему управления.

Плашки 10 превентора могут быть заменены в зависимости от диаметра уплотняемых труб. Торец плашек по окружности уплотняется резиновой манжетой 9, а крышка 1 -- проклад-кой //. Каждый из превенторов управляется самостоятельно, но обе плашки каждого превентора действуют одновременно. Отверстия 8 в корпусе 7 служат для присоединения превентора к манифольду. Нижним торцом корпус крепится к фланцу устья скважины, а к верхнему его торцу присоединяется универсаль-ный превентор.

Как видно, плашечный превентор с гидравлическим управ-лением должен иметь две линии управления: одну для управ-ления фиксацией положения плашек, вторую для их перемеще-ния. Превенторы с гидравлическим управлением в основном применяют при бурении на море. В ряде случаев нижний пре-вентор оборудуется плашками со срезающими ножами для пе-ререзания находящейся в скважине колонны труб.

Универсальные превенторы

Универсальный превентор предназначен для повышения на-дежности герметизации устья скважины. Его основной рабочий элемент -- мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении---сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (веду-щую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами. Эластичность резино-вого уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универ-сальных превенторов дает возможность вращать и расхажи-вать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.

Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непо-средственного воздействия гидравлического усилия на уплот-няющий элемент, либо вследствие воздействия этого усилия на уплотнение через специальный кольцевой поршень.

Универсальные превенторы со сферическим уплотняющим элементом и с коническим уплотнителем изготовляет ВЗБТ.

Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия (рис. XIII.4) состоит из корпуса 3, кольцевого плунжера 5 и кольцевого резинометал-лического сферического уплотнителя /. Уплотнитель имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двухтаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плун-жер 5 ступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотни-тель / фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4. Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры А и Б, изолированные друг от друга манжетами плун-жера.

При подаче рабочей жидкости под плунжер 5 через отвер-стие в корпусе превентора плунжер перемещается вверх и об-жимает по сфере уплотнение / так, что оно расширяется к цент-ру и обжимает трубу, находящуюся внутри кольцевого уплот-нения. При этом давление бурового раствора в скважине будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в сква-жине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отвер-стие. Верхняя камера Б служит для открытия превентора. При нагнетании в нее масла плунжер движется вниз, вытесняя жид-кость из камеры А в сливную линию.

Вращающиеся превенторы

Вращающийся превентор применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую тру-бу, замок или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газо-образным агентом, с равновес-ной системой гидростатическо-го давления на пласт, опробо-вать пласты в процессе газо-проявлений.

II. Технологическая часть

1. Бурение нефтяных и газовых скважин

Ознакомление с приёмами ручной подачи долота, бурение с помощью регулятора подачи долота, обучение бурению ротором.

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 стопор-ным механизмом. При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку ско-рость вращения ротора изменяют при помощи передаточных меха-низмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не свя-зывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев при ротор-ном бурении применяют индивидуальный, т. е. не связанный с ле-бедкой, 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.

Ознакомление с методикой рациональной отработки 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: