/
Текст
Объединенные машиностроительные заводы
группа Уралмаш-Ижора
жива
гиааюм
И ОЗОЖИШИЗ
Екатеринбург
УДК 622.242
Б90
Б90 Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование/ Коллектив
авторов; под общей редакцией А.М.Гусмана и К.П.Порожского: Научное издание.
Екатеринбург: УГГГА, 2002. 592 с. с илл.
Книга содержит сведения о современных отечественных технологических ком-
плексах для бурения нефтяных и газовых скважин. Приведены описания конструк-
ций и параметры как наземного, так и скважинного оборудования, в частности но-
вого поколения буровых установок, бурового инструмента, забойных двигателей, за-
бойных телеметрических систем. Описаны конструкции узлов буровых установок:
систем верхнего привода, новых буровых лебедок, буровых сооружений и циркуля-
ционных систем. Даны рекомендации по выбору и эксплуатации буровых установок
и оборудования, приведены сведения о технологии направленного бурения и зарез-
ки боковых стволов.
Для широкого круга инженерно-технических работников, занимающихся бу-
рением нефтяных и газовых скважин, и студентов высших и средних специальных
учебных заведений.
Рецензент - канд. техн, наук А.П.Шмидт (РГУ нефти и газа им. Губкина)
Председатель Редакционного совета Ф.Ф.Хасанов
Редакционный совет: К.Г.Лятс, канд. техн, наук А.Г.Мессер, канд. техн, наук И.М.Рожнов,
А.И.Ильиных, Ю.П.Тверитин, канд. техн, наук В.Е.Эпштейн
© Объединенные машиностроительные заводы
(Группа Урал маш-Ижора). 2002
© Авторы по главам, 2002
© Буровые комплексы.
Современные технологии и оборудование, 2002
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение............................................................7
Птава 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ КОМПЛЕКСЕ ДОБЫЧИ
НЕФТИ И ГАЗА (Б.В. Байдюк, В. Г. Колчерин, К. П. Порожский, В. Е Эпштейн).11
1.1. Образование залежей нефти и газа .................................11
1.2. Разработка месторождений нефти и газа.............................16
1.3. Разведка и подготовка месторождений к эксплуатации................16
1.4. Эксплуатация месторождений .......................................22
Птава 2. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН
НА НЕФТЬ И ГАЗ (А.М. Гусман, К.П.Порожский, В.Ю.Близнюков, В.Е.Эпштейн)...29
2.1. Цели и задачи бурения скважин ....................................29
2.2. Характеристики условий строительства скважин .....................31
2.3. Операции технологического процесса бурения.
Классификация способов бурения..........................................'.34
2.4. Параметры и показатели процессов бурения..................................38
2.5. Процессы бурения и основное оборудование..........................42
2.6. Характеристики способов бурения...........................................46
Птава 3. РАЗРУШЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ БУРЕНИИ
СКВАЖИН (А.М.Гусман, А.Б.Левина) ..................................53
Птава 4. ПРОМЫВКА ЗАБОЯ И СТВОЛА БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ (А.М.Гусман) .........61
Птава 5. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ (Л.А.Шиц).......................................75
Птава 6. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН (Б. М. Курочкин) .........................85
Птава 7. ВСКРЫТИЕ И ОСВОЕНИЕ
ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ (А.О.Межлумов, И.М.Мурадян) .........................89
Глава 8. ОТБОР ПРОБ И ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ (С.В.Никитин, К.П.Порожский) ..95
8.1. Снаряды для колонкового бурения (керноприёмные устройства)
и бурильные головки к ним...............................................95
8.2. Опробование пластов и испытания скважин в процессе бурения.......105
8.3. Испытатели пластов ..............................................107
8.4. Технология опробования и испытания...............................109
Птава 9. ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ПРОВОДКИ
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ
И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (О.К.Рогачев, В. И. Миракян) ...........113
Птава 10. ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ ..................................125
10.1. Буровые шарошечные долота (Т.ГАгошашвили, Г.А.Кораблев)..........126
10.2. Алмазный буровой инструмент и его применение (Г.И.Сукманов)......139
10.3. Опорно-центрирующий инструмент и расширители (С.В.Никитин).......146
Птава 11. ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ......................................................153
11.1. Турбобуры (В.С. Будянский)................................................153
11.2. Винтовые забойные двигатели (Ю. А. Коротаев, Д.Ф.Балденко, М.Г.Бобров) .163
11.3. Электробуры (ГП. Чайковский) ............................................176
Отава 12. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА (В.И.Семин, В.Н.Жаров)...............................181
12.1. Бурильные трубы..........................................................181
12.2. Непрерывная бурильная колонна труб и шлангокабели для бурения............189
Отава 13. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ (К.П.Порожский)...............................193
Отава 14. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В
ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ (по Э.Е.Лукьянову) ............................................201
Отава 15. НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ (А.С.Повалихин)....................................205
Отава 16. КОНСТРУКЦИЯ И КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН (В.Ю.Близнюков, А.М.Гусман)............225
16.1. Конструкция скважин .....................................................225
16.2. Крепление скважин........................................................230
16.3. Цементирование скважин...................................................232
Отава 17. ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ (В.И.Семин, В.Н.Жаров) ..................................239
Отава 18. УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОСНАЩЕНИЯ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН (Л.Х.Фарукшин)..................................................251
Отава 19. АВАРИЙНОСТЬ В БУРЕНИИ (А.М.Гусман) ....................................263
Отава 20. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ГС.Оганов).............................................275
вм тожтаюи
Отава 1. РАЗВИТИЕ ПРОИЗВОДСТВА УСТАНОВОК
ГЛУБОКОГО БУРЕНИЯ В РОССИИ (В.З.Шаяхметов, И.А.Шафран) .........................283
Отава 2. ОРГАНОСТРУКТУРА И КЛАССИФИКАЦИЯ
БУРОВЫХ УСТАНОВОК (К.П.Порожский, В.Е.Эпштейн) ........................285
Отава 3. КОНСТРУКЦИИ УЗЛОВ И МЕХАНИЗМОВ
БУРОВЫХ УСТАНОВОК (А.И.Ильиных)........................................291
3.1. Силовые органы для создания нагрузок на инструмент
при бурении (К.П.Порожский, В.Е.Эпштейн, Л.А.Гаврилова, А.В.Савинцев)........291
3.1.1. Вращатели ...............................................................291
3.1.2. Механизмы подачи.........................................................298
3.1.3. Вертлюги.................................................................303
3.2. Спуско-подъемные комплексы буровых установок.............................305
3.2.1. Буровые лебедки (В.В.Перетрухин).........................................305
3.2.2. Талевая система (Э.А.Кудасов А.В.Савинцев)...............................314
3.2.3. Устройства захвата труб
для подъема (элеваторы) (К.П.Порожский, А.А.Кайдановский, Л.А.Гаврилова) ......320
3.2.4. Устройства для удержания труб на устье скважины (К.П.Порожский, А.В.Савинцев) ....327
3.2.5. Устройства свинчивания - развинчивания труб (К.П.Порожский)..............329
3.2.6. Комплекс механизмов для механизации СПО (АСП и КМСП) (А.А.Кайдановский) .333
3.2.7. Гидравлические подъемники (В.Е.Эпштейн) .................................338
3.3. Системы верхнего привода (Г.И.Горячко, Л.А.Гаврилова, К.П.Порожский) ....341
3.4. Гидравлическая система очистки забоя (И.М.Рожнов) .......................349
3.4.1. Буровые насосы (В.С.Иванов, В.В.Герасимов) ..............................349
3.4.2. Циркуляционная система (ЦС) (Ю.Г.Буримов, Н.П.Кузьмин) ..................354
3.5. Буровые сооружения (Ю.П.Тверитин) ...........................................369
3.5.1. Фундаменты (В.Г.Колчерин, З.З.Валиев)........................................369
3.5.2. Основания (З.З.Валиев) ......................................................370
3.5.3. Буровые вышки (С.Р.Смирнов) .................................................375
3.6. Средства монтажа и транспортирования БУ (А.А. Богданов, С.Р.Смирнов).........386
3.7. Оборудование для механизации на буровых установках
вспомогательных работ (В.А.Скоробогатов, В.В.Перетрухин) .........................388
3.8. Система жизнеобеспечения БУ (И.М.Рожнов, Ю.П.Тверитин) ......................392
3.8.1. Укрытия (Л.И.Евграфов).......................................................392
3.8.2. Отопление и водоснабжение (А.А.Богданов, С.А.Скачков)........................396
3.8.3. Страховочное устройство......................................................396
3.9. Приводы буровых установок (Ю.П.Тверитин).....................................397
3.9.1. Дизельный привод (Ф.В.Клеванский) ...........................................398
3.9.2. Трансмиссии (Ф.В.Клеванский).................................................404
3.9.3. Электропривод (М.АЛавлюшко)..................................................412
3.9.4. Тенденции развития приводов буровых установок (Ф.В.Клеванский)...............430
3.10. Системы управления БУ (И.М.Рожнов, Е.В.Гусаров).............................433
3.10.1. Механическое управление .....................................................433
3.10.2. Пневматическое управление (А.А.Богданов) ....................................433
3.10.3. Электрическое управление (М.АЛавлюшко) ......................................439
3.11. Система контроля технологических параметров
процесса бурения (М.АЛавлюшко, В.К.Васильев) ......................................443
Глава 4. КОНСТРУКЦИИ И ПАРАМЕТРЫ БУРОВЫХ УСТАНОВОК ..................................447
4.1. Установки для бурения сейсмоскважин
и структурно-поискового бурения (К.П.Порожский) ..................................447
4.2. Установки для бурения глубоких разведочных
и эксплуатационных скважин (А.И.Ильиных)..........................................454
4.2.1. Мобильные (передвижные) буровые установки (В.Е.Тимофеев).....................455
4.2.2. Установки для кустового бурения серии ЭК-БМ (ПЛ.Плешков) ....................463
4.2.3. Стационарные буровые установки (Ш.И.Ибрагимов)...............................470
4.2.4. Буровые установки для бурения сверхглубоких скважин (Г.В.Алексеевский) ......482
4.2.5. Оборудование для морских буровых установок (Н.Г.Суменков) ...................487
Става 5. АГРЕГАТЫ ДЛЯ БУРЕНИЯ
И РЕМОНТА СКВАЖИН (В.Е.Эпштейн, А.И.Ильиных, Ш.В.Кочашу).............................491
Става 6. ВЫБОР БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ (К.П.Порожский, В.З.Шаяхметов) .................497
6.1. Выбор оборудования грузоподъемной части буровой установки....................499
6.2. Выбор параметров ротора......................................................501
6.3. Выбор параметров регулятора подачи долота....................................502
6.4. Выбор параметров вертлюга....................................................502
6.5. Талевая система..............................................................503
6.6. Выбор лебедки................................................................504
6.7. Выбор буровых насосов .......................................................505
6.8. Выбор параметров циркуляционной системы .....................................507
6.8.1. Выбор параметров и средств очистки буровых растворов.........................507
6.8.2. Выбор параметров устройств для приготовления бурового раствора ..............508
6.9. Выбор типа привода, его параметров и характеристик ..........................509
6.10. Выбор параметров буровых вышек ..............................................509
6.11. Выбор параметров оснований буровых установок................................512
6.12. Критерии оценки эксплуатационных качеств бурового оборудования .............512
Птава 7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРОВЫХ УСТАНОВОК (В.П.Ерохин, А.И.Ильиных) .............515
7.1. Монтаж буровых установок (В.Г. Колчерин) .............................515
7.1.1. Подготовительные работы перед монтажом ...............................516
7.1.2. Строительство фундаментов..............................................518
7.1.3. Способы сооружения буровых установок...................................519
7.1.4. Оснастка монтажного оборудования и его использование .................522
7.1.5. Специальная техника для монтажа ......................................528
7.2. Транспортирование кустовой БУ (В.Г.Колчерин)..........................528
7.2.1. Транспортирование с куста на куст.....................................529
7.2.2. Транспортирование в пределах кустовой площадки .......................540
7.3. Подготовка оборудования буровой установки к пуску (В.Г.Колчерин)......541
7.4. Техническое обслуживание буровых установок
в процессе бурения (Е. Г. Абрамов)..........................................543
7.5. Зарезка боковых стволов (Е.И. Гаврилов)...............................548
7.6. Диагностика технического состояния оборудования (З.П.Пасуманский).....555
Птава 8. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ В БУРЕНИИ (В.В. Белов) .........................569
Список литературы ....................................................575
Иллюстрации ..........................................................577
ВВЕДЕНИЕ
При разработке месторождений нефти
и газа, в отличие от разработки прочих по-
лезных ископаемых, огромную роль играют
бурение и буровое оборудование, поскольку
именно буровая скважина является тем
средством, которое обеспечивает доступ к
пластовым флюидам: нефти, газу и газовому
конденсату. Принципиальное отличие глубо-
кого бурения на нефть и газ от других видов
бурения, например от разведочного бурения
на твердые полезные ископаемые, заключа-
ется в целом ряде особенностей технологи-
ческого процесса сооружения скважин. Эти
особенности обусловлены значительно боль-
шим числом выполняемых функций и слож-
ностью их выполнения. Скважина является
сложным капитальным инженерно-техни-
ческим сооружением в земных недрах.
Сложность выполнения работ обусловлива-
ется значительной глубиной и траекторией
ствола скважины, опасностью возникнове-
ния выброса пластового флюида, требовани-
ями к качеству вскрытия пласта. Поэтому
правильный выбор технологии и техничес-
ких средств для бурения скважин при разра-
ботке конкретного месторождения в конеч-
ном итоге определяет эффективность работ
на месторождении в целом.
Создание книги, в которой органично
объединены вопросы технологии и техники
бурения, бурового инструмента и наземного
бурового оборудования, является ответом на
давно назревшую потребность в формирова-
нии наиболее полного представления о буро-
вом технологическом комплексе как о цело-
стной системе, все элементы которой нахо-
дятся между собой в четко определенных
взаимосвязях.
В нашей стране издано много моногра-
фий и учебников, освещающих вопросы бу-
рения и нефтегазового оборудования. Вмес-
те с тем, большинство этих книг было подго-
товлено и издано десятки лет назад. Однако
даже издания последних лет содержат опи-
сания в основном устаревших машин. По
этой причине авторы в предлагаемом изда-
нии поместили обширный материал с описа-
ниями конструкций преимущественно ново-
го поколения отечественного бурового инст-
румента, оборудования, буровых установок
и агрегатов для ремонта скважин.
Тому, кто возьмет в руки эту книгу,
многое в ней покажется необычным, особен-
но те разделы, которые касаются наиболее
общих вопросов. Объяснение этому заклю-
чается в попытке использовать системный
подход для описания технологии и соответ-
ствующих комплексов технологического
оборудования, применяемого при строи-
тельстве и эксплуатации скважин. Систем-
ный подход позволяет выявить в любой тех-
нической или технологической системе объ-
ективные естественные причинно-следст-
венные связи, обусловливающие выбор кон-
кретных типов технических средств с пара-
метрами, соответствующими условиям и за-
дачам бурения. При этом становится оче-
видным, что развитие технического объекта
самого по себе в отрыве от технологии вооб-
ще малопродуктивно и даже бессмысленно.
Выбор же оптимальных технологических
процессов нельзя осуществить без анализа
технических возможностей применяемого
оборудования. Поэтому поиск прогрессив-
ных технических решений при создании бу-
рового оборудования наиболее эффективен
при реализации в его конструкции новых ре-
волюционных технологий.
Одним из наиболее продуктивных ме-
тодов синтеза новых технических систем,
реализующих прогрессивные технологии,
является морфологический анализ. Для реа-
лизации этого метода в книге предлагаются
многоуровневые морфологические класси-
фикационные таблицы. Предложенные
классификации помогают сделать достаточ-
но обоснованный выбор технических
средств для реализации конкретной техно-
логии или совершенствовать технологию бу-
рения, опираясь на реальные технические
возможности имеющегося оборудования.
Эта классификация позволяет по-новому ос-
мыслить и ярче обозначить роль, которую
играет тот или иной орган машины в слож-
ной системе бурового технологического ком-
плекса, а также полнее оценить его значи-
мость при выполнении основной функции
буровой установки - сооружения качествен-
ной скважины.
Эффективность функционирования
этого комплекса определяется, в первую оче-
редь, условиями ведения работ, принятой
технологией их проведения и совершенст-
вом применяемого оборудования. В связи с
этим коллектив авторов, приступая к работе
над этим изданием, поставил перед собой
следующие основные задачи:
1. Дать системное изложение основ-
ных положений технологии строительства
и эксплуатации скважин и столь же систем-
но подойти к описаниям технических
средств, используемых для реализации
данной технологии.
2. Описать преимущественно новые
типы машин и показать их место в современ-
ных технологических процессах и в процессе
развития данного вида оборудования.
3. Дать не только описание конструк-
ций машин и технологии их применения, но
и методику выбора оборудования и некото-
рые способы их эффективной эксплуатации.
Для решения указанных задач к работе
над разделами книги были привлечены веду-
щие ученые и специалисты из многих авто-
ритетных научных, производственных и
учебных организаций, таких, как корпора-
ция «Объединенные машиностроительные
заводы» (ОМЗ-Нефтегазовое оборудование,
ОАО «Уралмашзавод», НПО «Буровая техника
- ВНИИБТ», UPET S.A.), нефтяная компания
«Сургутнефтегаз», Тюменская нефтяная ком-
пания, Уральская государственная горно-ге-
ологическая академия и др.
Книга предназначена для широкого
круга специалистов и менеджеров предпри-
ятий и компаний нефтегазовой промыш-
ленности, а также для студентов средних
специальных и высших учебных заведений,
обучающихся по специальностям нефтега-
зового профиля.
Авторы выражают искреннюю призна-
тельность и благодарность сотрудникам
ОМЗ-Нефтегазовое оборудование, ОАО
«Уралмашзавод», НПО «Буровая техника -
ВНИИБТ», УГГГА В.И.Разуваеву, С.В. Быко-
ву, И.В. Москвичевой, В.С. Шестакову, Н.В.
Савиновой, оказавшим неоценимую помощь
в подготовке книги к изданию.
i® a
era
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ
КОМПЛЕКСЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
Технологический комплекс добычи
нефти и газа включает большое число видов
оборудования, позволяющего осуществлять
весь ряд технологических операций от поис-
ков и разведки до эксплуатации месторожде-
ний. Эффективность функционирования
этого комплекса определяется в первую оче-
редь условиями ведения работ, принятой
технологией их проведения и совершенст-
вом применяемого оборудования.
В отличие от разработки прочих по-
лезных ископаемых, при разработке место-
рождений нефти и газа огромную роль иг-
рает бурение и буровое оборудование, по-
скольку именно буровая скважина являет-
ся тем средством, которое обеспечивает до-
ступ к пластовым флюидам, залегающим, к
тому же, на больших глубинах. Правиль-
ный выбор технологии и технических
средств для разработки конкретного мес-
торождения нефти и газа зависит от много-
численных свойств этого месторождения.
В свою очередь, свойства месторождений
во многом определяются условиями их об-
разования.
1.1. Образование
месторождений
нефти и газа
Свойства нефти и газа
Нефть и газ - основные современные
энергоносители - имеют углеводородную ос-
нову и состоят практически из пяти химиче-
ских элементов - углерода С, водорода Н, се-
ры S. кислорода О и азота N. При этом в неф-
ти углерода содержится 80-88 %, водорода
11-14,4 %, а в углеводородной части природ-
ных газов эти элементы составляют 75-82 %
и 18-25 %, соответственно. Различие по со-
ставу этих веществ еще и в том, что для неф-
ти отношение углерода к водороду составля-
ет 5,8-7,7 , а для газа - 3-4,8.
Нефть - смесь трех классов углеводоро-
дов - парафиновых (метановых), нафтено-
вых и ароматических - при разном их соот-
ношении. Нефть - маслянистое вещество от
жидкой до смолоподобной консистенции.
Абсолютное большинство нефтей в стан-
дартных условиях имеют плотность от 760
до 990 кг/м3. По сравнению с водой, поверх-
ностное натяжение нефти в два - три раза
меньше. Нефть - диэлектрик, плохо раство-
ряется в воде и плохо растворяет воду.
Природный горючий газ - смесь ме-
тана СН4, этана С2Н6, пропана С3Н8, изобу-
тана С4Н10, нормального бутана С4Н|0 и дру-
гих более редких углеводородов. При этом
метан составляет 85-91 %. Он почти в три
раза легче воздуха. Растворимость газа в
нефти в пластовых условиях преимущест-
венно равна 40-150 м3/м3, а в пластовой во-
де она достигает лишь 2-3 м3/м3. Интерес-
но, что при большом объеме газовой фазы,
существенно превышающей объем контак-
тирующей с ней нефти, последняя при рос-
те давления испаряется в газовую фазу. По-
лучающаяся смесь именуется газоконден-
сатом, если содержание конденсата превы-
шает 50 см3/м3.
Для получения залежи нефти и газа в
геологической толще необходимо выполне-
ние ряда условий, в том числе условия обра-
зования этих веществ, условия их перемеще-
ния в пустотном пространстве горных пород
и условия реализации природной ловушки
углеводородов, обуславливающие формиро-
вание их залежи.
Образование нефти и газа
Проблема происхождения нефти и газа
является одной из сложных и до конца не ре-
шенных в естествознании, несмотря на 150-
летний период изучения этого вопроса. Сей-
час продолжают оставаться равновероятны-
ми две альтернативные гипотезы о проис-
хождении нефти и газа.
Согласно гипотезе органического
происхождения, источником углеводоро-
дов считается рассеянное органическое ве-
щество (РОВ) в осадочных породах, именуе-
мых нефтематеринскими. Оно откладывает-
ся в субаквальных условиях без доступа кис-
лорода и затем преобразовывается при дли-
тельном воздействии повышающихся давле-
ний и температур вследствие погружения
этого бассейна за счет осадконакопления.
Количество РОВ должно превышать 1-2 %.
По своему составу оно может быть гумусо-
вым (растительного происхождения), са-
пропелевым (животного происхождения)
либо смешанным. При этом гумусовая орга-
ника является преимущественно газо-, а са-
пропелевая - нефтегенерирующей.
Возможности соответствующих преоб-
разований были подтверждены в лабора-
торных условиях. Подтверждено, что в усло-
виях до глубин 2,0-2,5 км простирается зо-
на образования газообразных углеводоро-
дов (метан) при t=70-90 °C. На глубинах 2-6
км (температура 70-200°С) постепенно уве-
личивается генерация жидких углеводоро-
дов. Однако метанообразование продолжа-
ется, особенно на завершающей стадии, ко-
торая характеризуется интенсивным проду-
цированием метана. В пределах этой зоны
генерируется система газоконденсатных
соединений.
Не менее известной является гипоте-
за неорганического происхождения неф-
тегазовых углеводородов, в пользу которой
свидетельствуют известные случаи скопле-
ний нефти, газа и битумов в магматических
породах. Путем подсчетов показана воз-
можность синтеза углеводородов из распро-
страненного в породах углекислого газа СО2
и воды в верхней мантии Земли на глубинах
40 - 160 км.
К настоящему времени обе рассмот-
ренные гипотезы достаточно научно обосно-
ваны и экспериментально подтверждены.
Вопрос состоит лишь в том, в какой мере
проявляется их относительная роль в фор-
мировании конкретных месторождений. А в
этом вопросе главными становятся два дру-
гих из перечисленных ниже условий образо-
вания залежей нефти и газа.
Миграция нефти и газа
Нефть и газ могут перемещаться в пус-
тотном пространстве геологической толщи в
водорастворенном состоянии, в виде истин-
ных и коллоидных растворов или эмульсий,
в газовом состоянии, в виде отдельных моле-
кул или групп молекул (явления диффузии).
Перемещение (миграция) происходит под
действием силы тяжести, за счет течения
вытесняемого из пор вещества при уплотне-
нии пород, в условиях проявления капил-
лярных сил, сил трения, сил от температур-
ного расширения, химических преобразова-
ний и др.
Миграция бывает вертикальной и лате-
ральной (боковой). С точки зрения масшта-
ба, выделяют миграцию локальную (мест-
ную) и региональную. Миграция нефти и га-
за всегда идет от зон с высокой потенциаль-
ной энергией (давлением) к зонам с более
низким ее уровнем и, особенно в направле-
нии разгружения подземных вод, которые
должны освобождать исходно занимаемое
ими пустотное пространство.
Процессы миграции практически завер-
шаются в ловушках, где начинается форми-
рование скоплений нефти и газа одновремен-
но с оттоком из них воды. Здесь же происхо-
дит расслоение углеводородной массы.
Для формирования ловушки нефти и
газа необходимо соблюдение целого ряда ус-
ловий. В первую очередь здесь должен быть
так называемый природный резервуар неф-
ти и газа, состоящий из пород-коллекторов
и пород-покрышек.
Породы-коллекторы - горные породы,
способные содержать в своем пустотном
пространстве нефть, газ, воду и другие веще-
ства, которые могут при этом перемещаться.
Породы-коллекторы по типу пустотного про-
странства разделяются на поровые (грану-
лярные), трещинные, кавернозные и сме-
шанные. Они характеризуются двумя глав-
ными параметрами - пористостью и прони-
цаемостью.
Пористость - объем породы-коллекто-
ра, не заполненный твердым веществом. По-
ровое пространство - бесчисленное множе-
ство сужений и расширений, тупиков и раз-
ветвлений.
В природных условиях поры насыще-
ны жидкостью либо газом. Нужно отметить,
что в порах нефте - и, тем более, газонасы-
щенных пород присутствует еще и так на-
зываемая остаточная пластовая вода, не
вытесненная этим углеводородным флюи-
дом. Она удерживается в виде пленок на по-
верхности пор под действием молекуляр-
ных, капиллярных и других сил. В гидро-
фобных породах она занимает не более 10 %
порового пространства, а в гидрофильных -
до 40 %.
Проницаемость характеризует спо-
собность горных пород-коллекторов пропус-
кать через себя жидкости и газы. Различают
абсолютную проницаемость, когда порода
насыщена только одним флюидом, и фазо-
вую, когда в порах породы присутствует так-
же другой флюид.
Породы - покрышки, или флюидо-
упоры (глины, аргиллиты, соли, гипсы и др),
служат ограничителями фильтрации флюи-
дов вплоть до полного ее прекращения на
границах природного резервуара.
Все природные резервуары, в зависи-
мости от проницаемости покрышки, разде-
ляются на открытые, полуоткрытые и за-
крытые (изолированные). Открытые имеют
прямую связь с дневной поверхностью. За-
крытые не имеют гидродинамической связи
ни с дневной поверхностью, ни с другими
пластами.
Нефть и газ обычно проникают в при-
родный резервуар, ранее заполненный
пластовыми водами. Они поднимаются в
верхнюю часть природного резервуара
вследствие разности в величинах плотнос-
ти. Если данное перемещение останавли-
вается покрышкой, то природный резер-
вуар становится ловушкой нефти и газа.
В рамках ловушки в течение некоторого
геологического времени устанавливается
равновесие между нефтью, газом и водой
под действием преимущественно гравита-
ционных сил.
Ловушки по способу удержания в них
нефти и газа делят на антиклинальные, эк-
ранированные, стратиграфические, эрози-
онные, рифогенные, литологические и ком-
бинированные. К экранированным относят-
ся ловушки, в которых породы-коллекторы
вверх по поднятию пласта пересекаются эк-
ранами в виде тектонических разломов, ли-
тологического либо фациального замещения
породи др.
Часто встречаются резервуары, пред-
ставляющие собой пласт, заключённый
между плохо проницаемыми породами, на-
пример, пласт песка или песчаника между
пластами глины или гипса (рис. 1.1,а). Ес-
ли мощную толщу проницаемых пород, со-
стоящую из нескольких пластов, которые
не разделены плохо проницаемыми порода-
ми, покрывают и подстилают плохо прони-
цаемые породы, то такой природный резер-
вуар называется массивным. Примером мо-
жет служить толща трещиноватых извест-
няков, ограниченная в кровле и подошве
глинистыми пластами (рис. 1.1,6). В приро-
де встречаются литологически ограничен-
ные резервуары, в которых проницаемая
порода окружена со всех сторон плохо про-
ницаемой породой (рис. 1.1 ,в).
Известны самые разнообразные виды
ловушек. Наиболее распространены сводо-
вые и экранированные (рис. 1.2).
Рис. 1.2. Типы природных ловушек
1 - песчаник; 2 - гипс; 3 - известняк
Сводовые ловушки образуются в склад-
ках горных пород, если кровля и подошва
складок состоит из плохо проницаемых по-
род. Нефть и газ всплывают над водой, со-
держащейся в проницаемом пласте, попада-
ют в свод складки и оказываются в ловушке
(см. рис. 1.2,а). Препятствием (экраном) для
перемещения нефти и газа в такой ловушке
является плохо проницаемая кровля в сводо-
вой части горной складки.
Ловушка может образоваться и в том
случае, когда хорошо проницаемая порода на
некотором протяжении ограничена практи-
чески непроницаемой породой. Подобного ро-
да ловушки носят название «литологически
экранированных (см. рис. 1.2, б). В местах
контакта по трещине пористого пласта и пло-
хо проницаемой породы также могут образо-
вываться ловушки. Они называются техниче-
ски экранированными (см. рис. 1.2, в).
В природе встречаются так называе-
мые стратиграфически экранированные
ловушки (см. рис. 1.2, г). Нефть и газ, нахо-
дящиеся в наклонно залегающем пористом
пласте, контактируют с горизонтально за-
легающими плохо проницаемыми порода-
ми, которые служат экраном для нефти и
газа.
При благоприятных геологических усло-
виях в ловушке может скопиться, вследствие
локального повышения концентрации нефти
или газа либо обоих одновременно, достаточ-
ное количество углеводородов. Такая ловушка
называется залежью нефти и газа.
Главным параметром залежи является
величина запасов в ней. Согласно этому, за-
лежь считается уникальной, гигантской,
большой, средней, малой. Основными эле-
ментами залежи является газовая шапка,
нефтяная часть, нефтяная оторочка, подош-
венные и законтурные воды.
По форме различают три типа залежей:
пластовые, массивные и залежи неправиль-
ной формы.
Пластовые залежи - скопления нефти
и газа в рамках пластов-коллекторов, огра-
ниченных в кровле и в подошве непроницае-
мыми породами и отличающихся обязатель-
ным присутствием законтурной воды.
Массивные залежи - скопления угле-
водородов в мощных толщах пород-коллек-
торов (преимущественно известняков).
Залежи неправильной формы - неболь-
шие и ограниченные со всех сторон линзы.
Основными показателями промышлен-
ной ценности залежи являются запасы, за-
ключённые в ней, и дебиты нефти и газа. За-
пасы нефти и газа в отдельных залежах мо-
гут быть весьма различны: от незначитель-
ных до нескольких миллиардов тонн нефти
или нескольких триллионов кубических мет-
ров газа, а дебиты - от одной тонны до не-
скольких тысяч тонн в сутки.
Пространственно ограниченный учас-
ток недр, содержащий залежь или несколько
залежей нефти и газа, расположенных в раз-
резе одна над другой в пределах одной пло-
щади, называется месторождением. Тер-
мин «месторождение нефти и газа» нельзя по-
нимать в буквальном смысле, так как нефть и
газ в течение геологического времени могут
перемещаться на значительное расстояние
от места своего рождения. Участки недр, где в
настоящее время обнаруживаются скопле-
ния нефти и газа, по сути являются не мес-
том рождения этих полезных ископаемых, а
местом рождения их залежей.
Месторождение нефти и газа может со-
стоять из одной залежи (однозалежное) и из
нескольких залежей (многозалежное).
В отдельных месторождениях могут
быть встречены как газовые, так и нефтя-
ные залежи. К нефтяным относятся место-
рождения, содержащие только нефтяные
залежи с газовыми шапками, к газовым -
месторождения с газовыми или газокон-
денсатными залежами, включая залежи с
нефтяными оторочками, к нефтегазовым -
месторождения, содержащие залежи неф-
ти и газа, с преобладанием в разрезе неф-
тяных залежей, и к газонефтяным - место-
рождения с преобладанием в разрезе газо-
вых залежей.
В соответствии с действующей класси-
фикацией всё количество углеводородов, на-
ходящихся в недрах вместе с содержащими-
ся в них попутными компонентами, подраз-
деляется на запасы и ресурсы.
В практике поисково-разведочных ра-
бот на нефть и газ наиболее широко приме-
няются следующие элементы районирова-
ния газонефтеносных территорий: нефтега-
зоносный бассейн, нефтегазоносная про-
винция, нефтегазоносная область, зонанеф-
тегазонакопления, нефтегазоносный район.
При районировании крупных террито-
рий используются понятия «нефтегазоносный
бассейн» и «нефтегазоносная провинция».
Запасы (геологические запасы) - ко-
личество нефти, газа, конденсата и содержа-
щихся в них попутных компонентов в откры-
тых залежах, наличие которых в недрах
обосновывается геолого-геофизическими
исследованиями и данными бурения, опро-
бованием скважин в колонне, опытной или
промышленной эксплуатацией.
Ресурсы - количество нефти, газа, кон-
денсата и содержащихся в них попутных
компонентов в неоткрытых залежах, нали-
чие которых в недрах с разной степенью ве-
роятности предполагается на основе резуль-
татов геологических, геофизических и гео-
химических исследований.
В геологических запасах нефти, рас-
творённого газа, конденсата и содержащих-
ся в них компонентов, имеющих промыш-
ленное значение, подсчитываются и учиты-
ваются извлекаемые запасы.
Извлекаемые запасы - часть геологи-
ческих запасов, которая может быть извле-
чена из недр при рациональном использова-
нии современных технических средств и
технологии добычи с учётом допустимого
уровня затрат и соблюдения требований по
охране недр и окружающей среды.
Коэффициенты извлечения нефти и
конденсата определяются на основании по-
вариантных технологических и технико-эко-
номических расчётов и утверждаются в Госу-
дарственной комиссии по запасам (ГКЗ).
Запасы нефти, газа, конденсата и со-
держащихся в них компонентов, имеющих
промышленное значение, по степени изу-
ченности подразделяются на разведанные
(категории А, В и С1) и предварительно оце-
нённые (категория С2).
Ресурсы нефти и газа по степени их
обоснованности подразделяются на пер-
спективные (категория С3) и прогнозные (ка-
тегории D, и D2).
По принятой в России классификации
месторождения по запасам нефти и газа де-
лятся на мелкие (менее 10 млн т нефти, или
менее 10 млрд м3 газа), средние (10-30 млн т
или 10-30 млрд м3), крупные (30-300 млн т
или 30-500 м3), уникальные (более 300 млн т
или более 500 млрд м3).
Большинство западных фирм использу-
ет международную классификацию. По этой
классификации к очень мелким относятся
месторождения до 1 млн баррелей (<0,136
млн т), мелкие содержат 1-10 млн баррелей
(0,136-1,36 млн т), средние - 10-100 млн бар-
релей (1,36-13,6 млн т), крупные - 100-500
млн баррелей (13,6-68 млн т) и к гигантам от-
носятся месторождения с запасами более
500 млн баррелей (>68 млн т).
Термобарические условия (пластовые
давления и температура) являются важной
характеристикой условий залегания скопле-
ний нефти и газа в земной коре. Температу-
ра существенно влияет на свойства нефти и
газа в пластовых условиях. С повышением
температуры уменьшаются плотность, вяз-
кость нефти и увеличивается её подвиж-
ность, происходят изменения в углеводород-
ном составе нефти (метанизация), а при тем-
пературах более 300 °C начинается деструк-
ция нефтей (газификация).
Для газов характерно увеличение вяз-
кости с увеличением температуры. При низ-
ких температурах (0°С и ниже) возможно об-
разование кристаллогидратов.
Выявленные скопления нефти и газа
залегают в интервале глубин от нескольких
десятков до 8000 м, которым соответствуют
температуры от -5 °C (для районов вечной
мерзлоты) до 250 °C.
Пластовое давление - важный фак-
тор, влияющий на свойства и условия зале-
гания углеводородов (в первую очередь на
фильтрационно-ёмкостные свойства коллек-
торов) в недрах. Давление в недрах склады-
вается из двух составляющих - давления по-
роды и давления насыщающего её флюида.
Давление породы (геостатическое давление)
создаётся весом пород и определяется плот-
ностью пород и их мощностью. Средний гра-
диент геостатического давления составляет
0,023 МПа на 1 м мощности (при плотности
пород 2,3 г/см3). Давление насыщающего по-
роду флюида (гидростатическое давление)
создаётся весом воды, заключённой в систе-
ме. При средней плотности пластовой воды
1,23 г/см3 градиент давлений составляет
0,01-0,0133 МПа/м.
Изучение изменения пластовых давле-
ний с глубиной в нефтегазоносных районах
показало, что углеводородные флюиды могут
находиться при аномальных пластовых дав-
лениях, т. е. при заметно меньших или, чаще,
больших нормального гидростатического
давления. Для сравнения аномальных давле-
ний используют коэффициент аномальности
- отношение пластового давления (ргл) к нор-
мальному гидростатическому (рнг):
^а ~ Рпл/Рн г*
Аномально высокие пластовые давле-
ния могут иметь различную природу, и ко-
эффициент аномальности достигает 1,5-2.
Гйгантские нефтяные месторождения при-
урочены к резервуарам с коэффициентом
аномальности до 1,25, а крупные - до 1,4.
Аномально низкие давления в разрезах
нефтегазоносных областей встречаются
сравнительно редко. В качестве примера
можно привести данные по Непско-Ботуо-
бинской нефтегазоносной области, где уста-
новлено наличие дефицита давления (для
рифейских отложений отношение пластово-
го давления к нормальному гидростатичес-
кому 0,8-0,9) и своеобразный характер рас-
пределения давления по вертикали (умень-
шение р„;,/риг с глубиной на 0,2-0,3).
1.2. Разработка
месторождений нефти и газа
Процесс разработки месторождений
нефти и газа можно условно разбить на три
стадии: поисково-разведочную, подготови-
тельную и эксплуатационную. Более детально
его можно представить в виде цепочки преоб-
разований состояния пластового флюида. На
рис. 1.3 показаны стадии технологического
процесса и состояния пластового флюида по-
сле проведения операций. В табл. 1.1 приве-
дены пояснения к рис. 1.3 и указаны процес-
сы и подпроцессы, которые должны выпол-
няться соответствующими комплексами ма-
шин и механизмов. Каждый из представлен-
ных на рисунке этапов преобразований, в
свою очередь, представляет собой сложный
комплекс технологических процессов. Для
технического обеспечения этих процессов в
каждом случае необходимы соответствующие
комплексы машин и механизмов, оборудова-
ния и инструмента.
Безусловно, технологические процессы,
осуществляемые для добычи нефти и газа,
имеют более сложную структуру и систему
связей, чем представлено на рис. 1.3. Однако
в рамках данного раздела представляется до-
статочным дать общее представление о спе-
цифике технологического процесса для более
наглядного выделения роли и места конкрет-
ных технических средств, применяемых для
разработки месторождений нефти и газа.
1.3. Разведка и подготовка
месторождений
к эксплуатации
Поисково-разведочные работы
Поисково-разведочные работы осуще-
ствляются с целью открытия месторожде-
ния, определения его запасов и составления
проекта разработки. Они включают ряд эта-
пов: региональный, поисково-оценочный,
разведочно-эксплуатационный. Сюда вхо-
дят полевые геологические и геофизические
работы с последующим бурением скважин.
Применяются различные геофизические ме-
тоды разведки, среди которых наиболее рас-
пространены сейсморазведка и электрораз-
ведка. Сейсморазведка основана на исполь-
зовании закономерностей распространения
Рис. 1.3. Технологический
процесс добычи нефти:
границы системы;
границы технологических
стадий;
потоки преобразования
материальных тел;
потоки преобразования
информации;
причинно-следственные
связи;
остальные обозначения
приведены в табл. 1.1
упругих волн в земной коре, искусственно
создаваемых в ней чаще всего путем взрывов
в неглубоких скважинах (15-20 м).
Поисковые работы включают несколь-
ко этапов. Среди них: общая геологическая
съемка, бурение сейсморазведочных, карти-
ровочных и структурных скважин. По ре-
зультатам этих работ строят геологическую
карту, дополненную сводным стратиграфи-
ческим разрезом отложений и геологически-
ми профилями. Стратиграфический разрез
изображается в виде колонки, представляю-
щей подробную характеристику горных по-
род данного района. На втором этапе этих
работ выделяют площади, перспективные
для глубокого бурения. На третьем этапе бу-
рятся оконтуривающие, оценочные и кон-
трольно-исследовательские глубокие сква-
жины для установления размера залежи и
контроля за ходом дальнейших работ.
Типовой комплекс по подготовке струк-
тур к поисковому бурению включает:
- детальную сейсморазведку масшта-
бов 1:50000 и 1:25000 с бурением парамет-
рических скважин:
- детальную электроразведку, высоко-
точную гравиразведку масштабов 1:50000 и
1:25000;
- специализированные работы и иссле-
дования по прогнозу геологического разреза
и прямым поискам;
- структурное бурение;
- в исключительных случаях бурение
глубоких параметрических скважин.
Детальное геологическое изучение мес-
торождения начинается с бурения разведоч-
ных скважин. При этом определяется общая
геологическая характеристика месторожде-
ния, устанавливаются его стратиграфия и
тектоника, выявляются нефтеносные, газо-
Таблица 1.1
Технологический процесс добычи нефти (обозначения к рисунку 1.3.)
Технологические процессы (стадии) Подпроцессы Результаты процессов
обозна- чение наименование обозна- чение наименование обозна- чение наименование
СТ1 Поиски и разведка месторождения ПР1 Сейсморазведка Io Начальный объем информации о месторождении
! ПР2 Структурно- картировочное бурение
ПРЗ Разведочное бурение I, Объем информации после проведения разведки
ПР4 Исследование пластов
СТ2 Подготовка месторождения к эксплуатации (сооружение и оборудование скважины) ПС1 Бурение эксплуатационных скважин Od0 Нефть и газ в толще горных пород
Od, Нефть или газ в скважине
ПС2 Вскрытие пласта
l2 Уточненная информация о пласте и месторождении
ПСЗ Испытание пласта
СТЗ Эксплуатация месторождения. Добыча флюида (нефти и газа) из скважины ПД1 Подъем флюида на поверхность Od, Нефть или газ в скважине
Od2 Нефть или газ на поверхности
ПД2 Сепарация (очистка) флюида
пдз Подготовка флюида к транспортировке
— Вспомогательные процессы ВП1 Монтаж добычного оборудования —
ВП2 Воздействие на пласт Изменение энергии и физического состояния флюида
ВПЗ Ремонт скважины подземный или капитальный Восстановление работоспособности скважинного оборудования
носные и водоносные пласты, устанавлива-
ется связь между ними, а также между от-
дельными пропластками в пределах одного
стратиграфического горизонта, выявляют-
ся эксплуатационные объекты.
По каждому объекту определяется ха-
рактеристика пород (пористость, проницае-
мость и пр.), их нефте- и водонасыщенность,
содержание газа в нефти, качество нефти и
её свойства в пластовых условиях (давление
насыщения, объёмный коэффициент, вяз-
кость и пр.), характеристика пластовых вод.
При пробной эксплуатации разведоч-
ных скважин определяются пластовое дав-
ление и производительность скважин, изу-
чается энергетическая характеристика пла-
стов, их режимы.
При разведочном бурении определяют-
ся размеры и конфигурация залежей нефти,
контуров нефтеносности, положение водо-
нефтяных и газонефтяных контактов, мощ-
ность пластов в различных зонах.
Разведочные работы проводят в соот-
ветствии с проектом, в котором должны
быть обоснованы: система разведки, необхо-
димое количество разведочных скважин и
их конструкция, последовательность буре-
ния, рациональный комплекс геолого-гео-
физических исследований; объём и методи-
ка опробования и исследования скважин и
основные показатели проводимых работ.
Важнейший элемент проектирования
разведочных работ - определение количест-
ва и системы размещения разведочных
скважин. В зависимости от размеров зале-
жи, сложности её строения, количества и ка-
чества геологической информации на мо-
мент проектирования разведки, эти задачи
могут решаться различными методами, с
различной степенью строгости.
Практикуемый объём и методика раз-
ведочных работ должны обеспечивать полу-
чение достоверной геологической информа-
ции, необходимой для подготовки месторож-
дения к разработке.
Наиболее распространённым является
метод аналогий. Суть его состоит в том, что
количество скважин, необходимое для раз-
ведки месторождения, определяется по ана-
логии с уже разведанными месторождения-
ми. В табл. 1.2 приведены обобщённые дан-
ные о средних расстояниях между разведоч-
ными скважинами, которые принимались
при разведке нефтяных и газовых месторож-
дений России и сопредельных стран. С помо-
щью данной таблицы определяют среднее
расстояние между скважинами L. В зависи-
мости от площади залежи S, определяют ко-
личество разведочных скважин N = S/L2.
Разведку месторождений нефти и газа,
расположенных в пределах шельфовой зоны,
в связи со сложностью проведения и высокой
стоимостью поисково-разведочных работ,
осуществляют по разряженной сети скважин
(относительно приведённой в табл. 1.2).
Рекомендуемые для мелких залежей
объёмы поисково-разведочного бурения
приведены в табл. 1.3.
Прослеживая историю развития неф-
тегазовой геологии у нас в стране и за рубе-
жом, можно отметить, что по мере преобла-
дания тех или иных концепций поисков неф-
ти и газа, разработки новых технических
средств и технологии бурения, изменились и
взгляды на ведение поисковых и оценочных
буровых работ. Методика поисков полностью
зависела от характера изучаемых объектов -
ловушек нефти и газа. Большое разнообра-
зие их геологического строения определило
необходимость дифференцированного под-
хода к проведению поисково-разведочных
Таблица 1.2
Рекомендуемые расстояния между разведочными скважинами
Место- рождения Запасы: извлекаемые, нефти, млн т; балансовые, газа, млрд м3 Площадь месторождения (залежи), км2 Рекомендуемые расстояния между скважинами, км, на месторождениях
Толщина продуктивного пласта, м простого строения СЛОЖНОГО строения очень сложного строения
Уникальные >300; >500 > 100 - - -
10 - 15 10 - 12 8 - 10 5-8
Крупные 100-300; 100-500 > 100 4 2,9 1,8
10- 15 3,5-4,5 2,7-3,2 1,5-3
30-100; 30-100 25- 100 8- 12 3 2,1 1,2
2,7-3,3 1,8-2,5 0,8- 1,5
Средние 10-30; 10-30 10-50 2 1,5 1
5- 10 1,5-2,5 1,2 - 1,7 0,8- 1,3
Мелкие <10; <10 3-25 1,5 1,5 1
3 - 8 1,2 - 1,7 1,2- 1,7 0,5- 1,5
Таблица 1.3
Объемы поисково-разведочного бурения для мелких залежей
Извлекаемые запасы, млн т Балансовые запасы, млн т Площадь, км2 Число поисковых и разведочных скважин
Терригенные коллекторы
Менее 0,1 Менее 0,4 До 2,2 1
0,1-0,3 0,4-1,1 2,2-3,5 1-2
0,3-1,0 1,1-2,2 3,5-5,5 2-4
Карбонатные коллекторы
Менее 0,1 Менее 0,6 До 2,5 1
0,1-0,3 0,6-1,4 2,5-4,5 1-2
0,3-1,0 1,4-4,5 4,5-8,0 2-4
работ на нефть и газ в конкретной геологи-
ческой обстановке и обусловило возникнове-
ние ряда методов и систем размещения по-
исковых скважин.
При поисках месторождений и залежей
нефти и газа объектом изучения является
ловушка, подготовленная к глубокому буре-
нию комплексом геолого-геофизических ме-
тодов. Для определения места заложения по-
исковой скважины необходимо определить
такую точку, бурение скважины в которой
позволит однозначно доказать наличие
скопления углеводородов в ловушке и оце-
нить масштабы залежи.
Таким образом, руководящим принци-
пом размещения скважин, как и на стадии
поисков залежей нефти и газа, является бу-
рение в точках максимальной вероятности
открытия залежи. На этом принципе основа-
ны все методики и способы ведения поиско-
вого бурения на нефть и газ.
При проведении оценочных работ объ-
ектом изучения становится уже открытое
месторождение (залежь), и скважины разме-
щают так, чтобы с минимальными затрата-
ми и максимально быстро установить осо-
бенности геологического строения место-
рождения (залежи) и оценить его размеры.
Система размещения оценочных скважин
выбирается исходя из размеров и сложности
геологического строения, типа природного
резервуара и характера насыщающего его
флюида.
По полученным данным подсчитыва-
ются геологические запасы нефти и газа и
определяются промышленные извлекаемые
запасы. После накопления геологических и
физических данных по местонахождению и
определения запасов нефти устанавливают
порядок разработки отдельных эксплуата-
ционных объектов и приступают к проекти-
рованию разработки его отдельных горизон-
тов и залежей.
Разработка нефтяного
месторождения
Под разработкой нефтяного месторож-
дения понимается комплекс мероприятий,
связанных с извлечением нефти из недр
земли, включая разбуривание залежи и про-
цесс управления движением жидкости и га-
за в пласте путём размещения скважин, ус-
тановления режима их работы и регулирова-
ния баланса пластовой энергии.
Под рациональной разработкой нефтя-
ного месторождения подразумевают такую
разработку, при которой месторождение
разбуривается минимально допустимым
числом скважин, обеспечивающим, однако,
получение заданных темпов добычи нефти,
высокую конечную нефтеотдачу при воз-
можно минимальных капитальных вложе-
ниях и минимальной себестоимости нефти.
Для рациональной разработки место-
рождения большое значение имеют пра-
вильный выбор и обоснование выделения
эксплуатационных объектов.
Эксплуатационным объектом при-
нято называть ту часть нефтяной залежи,
которая выделяется для разбуривания и экс-
плуатации самостоятельной сеткой эксплуа-
тационных и нагнетательных скважин.
Выделение эксплуатационных объек-
тов - составная часть проектирования раци-
ональной разработки нефтяных месторож-
дений - должно производиться комплексно
на основании изучения геологических осо-
бенностей месторождения, гидродинамиче-
ских расчётов и экономического обоснова-
ния. При этом необходимо, чтобы выделен-
ный объект удовлетворял требованиям наи-
более полного и рационального извлечения
нефти из пласта.
Геолого-промысловые условия выделе-
ния объектов могут быть сформулированы
следующим образом:
1. Эксплуатационный объект должен
содержать достаточные запасы нефти для
рентабельного её извлечения при самостоя-
тельной сетке скважин.
2. Эксплуатационным объектом может
быть один мощный или несколько более мел-
ких нефтяных пластов, отделённых на зна-
чительной территории от выше- и нижеле-
жащих отложений пачкой непроницаемых
пород.
3. Эксплуатационный объект должен
обладать надлежащей эффективной мощно-
стью, величина которой определяется эконо-
мической рентабельностью.
4. В один эксплуатационный объект
следует соединять пласты, характеризую-
щиеся одним и тем же литографическим со-
ставом и примерно одинаковой проницаемо-
стью и пористостью.
5. В один объект следует включать пла-
сты, содержащие нефть, с идентичными или
близкими физико-химическими свойствами
и примерно одинаковыми площадями неф-
тенасыщения.
6. Нефтеносные пласты, объединяемые
в один объект, должны характеризоваться
близкими значениями приведённого пласто-
вого давления.
При рассмотрении условий эксплуата-
ции необходимо учитывать предполагаемые
методы воздействия на пласт.
Если в геологическом разрезе место-
рождения содержится большое число нефтя-
ных пластов, то их можно объединить в не-
сколько эксплуатационных объектов, среди
которых отмечают базисный горизонт и
объекты возврата.
Базисный горизонт обязательно высо-
копродуктивный, имеющий первоочередное
значение, залегает на глубине, доступной
для массового бурения эксплуатационных
скважин при современном уровне развития
техники.
Все вышележащие нефтеносные плас-
ты по их значимости подразделяются:
1) на объекты самостоятельной разра-
ботки: их можно разрабатывать с базисным
горизонтом одновременно;
2) объекты возврата: к ним относятся
малодебитные пласты, разработка которых
осуществляется путём возврата скважин по-
сле истощения или обводнения по нижеле-
жащим пластам.
Система разработки нефтяных
месторождений
Под системой разработки месторож-
дения понимают совокупность технологи-
ческих и технических мероприятий, на-
правленных на извлечение из пласта неф-
ти, газа и попутных компонентов, содержа-
щихся в них, и управление процессом
разработки.
В зависимости от количества, толщи-
ны, типов и фильтрационных характерис-
тик коллекторов, глубины залегания нефте-
насыщенных пластов в разрезе месторожде-
ния, степени их гидродинамической сооб-
щаемое™ и т.д., система разработки преду-
сматривает выделение одного, двух и более
объектов разработки (эксплуатационных
объектов). При выделении на месторожде-
нии двух или более объектов для каждого из
них обосновывается своя рациональная си-
стема разработки.
Рациональной называют систему раз-
работки, которая обеспечивает наиболее
полное извлечение из пластов флюидов при
наименьших затратах. Она предусматрива-
ет соблюдение правил охраны недр и окру-
жающей среды, учитывает природные,
производственные и экономические особен-
ности района.
Таким образом, система разработки
включает в себя схему и план разбурива-
ния залежей с учётом мероприятий по воз-
действию на пласт.
Система разработки каждой нефтяной
залежи может быть самой различной как по
сетке размещения скважин, порядку и темпу
разбуривания площади, так и по темпам от-
бора жидкости. Кроме того, нефтяную за-
лежь можно разрабатывать с применением
методов искусственного воздействия на за-
лежь или без применения этих методов.
Так как в природе встречаются самые
разнообразные залежи нефти по размерам и
мощности, глубине залегания, геолого-фи-
зическим свойствам нефтесодержащих по-
род и характеристике нефти, содержанию в
пласте газа и воды, то общего рецепта для
выбора системы разработки нефтяных зале-
жей дать нельзя. К каждой залежи должен
быть применён сугубо индивидуальный под-
ход с тем, чтобы разработка была наиболее
рациональной и эффективной при соблюде-
нии правил по охране недр.
Проектирование разработки нефтяных
залежей заключается в подборе такого вари-
анта, который удовлетворял бы предъявлен-
ным выше требованиям. Поэтому при уста-
новлении рациональной системы разработ-
ки руководствуются следующей последова-
тельностью:
а) определение исходных геолого-физи-
ческих данных;
б) установление технических показате-
лей при той или иной системе разработки
пласта путём использования гидродинами-
ческих расчётов;
в) оценка экономической эффективнос-
ти различных вариантов разработки;
г) выбор наиболее рационального вари-
анта разработки на основе сопоставления
геолого-технических и экономических пока-
зателей.
Схема разбуривания - это порядок рас-
положения скважин на залежи и расстояние
между ними (плотность сетки скважин).
План разбуривания предусматривает годо-
вые объёмы, место и очерёдность бурения
скважин. Мероприятия по воздействию на
пласт определяются системой поддержания
пластового давления и принятыми метода-
ми повышения нефтеотдачи.
Различают системы разработки зале-
жей на естественных (природных) режимах
и с поддержанием пластового давления.
Практически все эксплуатационные объек-
ты на месторождениях разрабатываются с
поддержанием пластового давления мето-
дом заводнения, т.е. закачки воды в пласт.
В настоящее время применяются сле-
дующие виды заводнения.
Законтурное заводнение - нагнета-
тельные скважины располагаются на неко-
тором удалении от контура нефтеносности в
пределах водонефтяной части залежи. Усло-
вия применения те же, что и для законтурно-
го заводнения, но при значительной ширине
водонефтяной зоны.
Внутриконтурное заводнение имеет
целый ряд разновидностей:
Применяется несколько вариантов
формы сеток и взаимного расположения на-
гнетательных и добывающих скважин, при
которых площадные системы разработки ха-
рактеризуются различной активностью. Са-
мыми распространёнными являются 5-то-
чечная, 7-точечная и 9-точечная системы,
расстояния между скважинами 300, 400,
500,600 и 700 м.
В зависимости от геологического строе-
ния пластов, месторождение разбуривают по
равномерной сетке (по какой-либо правиль-
ной геометрической схеме), рядами (батарея-
ми) или бессистемно (с геометрической точки
зрения). Равномерная сетка может быть тре-
угольной (или в то же время шестиугольной)
и квадратной. На нефтяных месторождениях
России при использовании равномерной сет-
ки применяют треугольную сетку, при кото-
рой зависимость между условной площадью
питания/(в га), приходящейся на скважину,
и расстоянием между скважинами у (в м) вы-
ражается соотношением у = l,07y/Ji-
На нефтяных месторождениях США
обычно применяют квадратную сетку, что
объясняется удобством размещения сква-
жин по границам отдельных нефтяных уча-
стков, имеющих, как правило, квадратную
форму.
При квадратной сетке зависимость услов-
ной площади питания одной скважины j\ (в га)
от расстояния между скважинами у, (в м) мо-
жет быть выражена зависимостью у, = 1,07\Ti
Равномерные сплошные сетки скважин
применяют при разработке залежей с непо-
движным конусом нефтеносности (залежи,
изолированные от напора вод, массивные
«водоплавающие» залежи с напором подош-
венных вод).
Расстояние между скважинами выби-
рают в зависимости от геолого-технических
условий и экономических соображений.
На нефтяных залежах с напорными ре-
жимами (с перемещающимися контурами
нефтеносности) скважины располагают ря-
дами, параллельными перемещающимся
контурам: при газонапорном режиме - па-
раллельно контуру газоносности, при водо-
напорном - контуру водоносности.
Расстояние между рядами скважин для
каждой конкретной залежи может быть по-
стоянным или изменяться от ряда к ряду.
Расстояние между скважинами в ряду
также может быть одинаковым для всех ря-
дов или различным для каждого ряда. Эти
расстояния устанавливаются при составле-
нии проекта разработки залежи.
Важным показателем является темп от-
бора нефти - суммарная добыча нефти из ме-
сторождения за определённый промежуток
времени (сутки, месяц, год). При заданном
числе скважин, пробуренных на каждый кон-
кретный пласт, средние дебиты их, а, следо-
вательно, и текущая добыча могут быть са-
мыми различными и зависят от установлен-
ного режима эксплуатации скважин. В свою
очередь, режимы эксплуатации каждой сква-
жины и всего месторождения в целом могут
изменяться во времени, в зависимости от из-
менения геолого-технических и энергетичес-
ких факторов этого месторождения.
Естественные условия, определяющие
запас пластовой энергии в залежи, не всегда
могут обеспечить высокие темпы отбора
нефти из неё в связи с быстрым снижением
пластового давления. Для улучшения усло-
вий разработки залежи, как правило, созда-
ют искусственно напорный режим, что до-
стигается закачкой в пласт воды или газа
для поддержания пластового давления на
высоком уровне.
При разработке нефтяных залежей с
применением методов искусственного воз-
действия на пласты обычно применяют раз-
режённые сетки скважин с областью дрени-
рования, приходящейся на каждую скважи-
ну, - 12-60 га и более, - в зависимости от гео-
лого-физических условий залежи.
При разработке месторождений при-
родных газов в условиях газового режима
проявления пластовой энергии используются
такие системы размещения эксплуатацион-
ных скважин на площади газоносности, как:
- равномерное размещение по квадрат-
ным или треугольным сеткам при среднем
расстоянии между скважинами 700 -1000 м;
- размещение скважин в виде кольце-
вых батарей или линейных рядов;
- размещение скважин в центральной
(купольной) части залежи;
- размещение скважин в виде кустов,
- неравномерное размещение скважин
на площади газоносности.
При водонапорном режиме в газовой за-
лежи с целью предупреждения преждевре-
менного обводнения скважин целесообразно
размещать эксплуатационные скважины со
сгущением сетки центральной части залежи.
1.4. Эксплуатация
месторождений
Эксплуатация нефтяных и газовых ме-
сторождений связана с извлечением нефти
и газа из пласта на поверхность для их по-
следующего использования в народном хо-
зяйстве. Затрачиваемая для этого работа
складывается из используемой энергии неф-
тегазового пласта и энергии, специально
подводимой с поверхности. Характер взаим-
ного сочетания при реализации обоих ис-
точников энергии составляет существо и
различие способов эксплуатации нефтяных
и газовых месторождений.
В нефтяном пласте выделяется пять
режимов проявления пластовой энергии, в
том числе:
- активный водонапорный,
- упруговодонапорный,
- газонапорный (режим газовой шапки),
- растворенного газа,
- гравитационный .
В первом из этих режимов главным ис-
точником пластовой энергии является на-
пор законтурных либо подошвенных пласто-
вых вод. Во втором случае, при частичной
изоляции пласта от законтурной водоносной
области, проявляется преимущественно уп-
ругая энергия сжатия пласта. В третьем
проявляется напор газа в газовой шапке. В
четвертом - энергия выделения растворен-
ного газа и в пятом - нефть из пласта дви-
жется к забою скважины только под дейст-
вием силы тяжести.
В газовом пласте наблюдаются два ре-
жима проявления пластовой энергии - газо-
вый и водонапорный. В первом из них дви-
жение газа из пласта к забою скважины про-
является под действием давления самого га-
за, во втором, более распространенном на
практике случае, в дополнение к газовому
напору, проявляется также напор краевой
либо подошвенной воды.
В зависимости от уровня пластовой
энергии и режима ее проявления, на забое
нефтяной скважины используются различ-
ные способы эксплуатации нефтяных и газо-
вых скважин, в том числе:
- фонтанная эксплуатация,
- газлифтная эксплуатация,
- эксплуатация скважины штанговыми
насосными установками,
- эксплуатация скважин установками
погружных центробежных электронасосов.
Во всех способах эксплуатации сква-
жин в них спускается колонна насосно-ком-
прессорных труб (НКТ), по которым пласто-
вый флюид поднимается на поверхность.
Фонтанная эксплуатация нефтяных
скважин основана на отборе нефти через
фонтанную арматуру тройникового либо
крестового типа, установленную на голо-
вке спущенной в скважину колонны НКТ.
От тройника отходит манифольд, предназ-
наченный для обвязки фонтанной армату-
ры с выкидной линией, которая подает
продукцию на групповую измерительную
установку.
Фонтанирование на практике возмож-
но реализовать за счет гидростатического
напора нефти и энергии газа, выделяющего-
ся из нефти. Различают три типа фонтанных
скважин и, соответственно, три вида фонта-
нирования:
- артезианское фонтанирование
гр р р р у
I .-1 заб -* нас» 1 у а нас/’
- газлифтное фонтанирование с нача-
лом выделения газа в стволе скважины
гр > р р <• р )•
Vх заб х нас’ х у х нас/’
- газлифтное фонтанирование с нача-
лом выделения газа в нефтяном пласте
(Р х- р р <- р 1
(.* заб нас’ .у А нас/*
При этом Рэаб - забойное давление; Рнас -
давление насыщения нефти газом; Ру - устье-
вое давление.
Фонтанная эксплуатация применяется
во всех случаях, когда на забое скважины
обеспечивается необходимое для этого ми-
нимальное забойное давление. При этом, ио-
ходя из условия неразрывности потока жид-
кости, длительное фонтанирование возмож-
но лишь при условии согласованной совме-
стной работы нефтяного пласта и подъемни-
ка. Здесь должно соблюдаться равенство
расходов нефти, приходящей из пласта, и
нефти, поднимающейся по подъемнику при
одном и том же пластовом давлении. При
снижении забойного давления появляется
опасность срыва фонтанирования.
Осуществление подъема нефти на по-
верхность за счет энергии растворенного га-
за, но уже при любом пластовом давлении
осуществляется с помощью способа газ-
лифтной эксплуатации. При этом способе
недостающая энергия доставляется в подъ-
емник путем специальной закачки газа или
воздуха с помощью компрессора с поверхно-
сти или под давлением газа из пласта в той
же или другой скважине.
Газлифтный подъемник (рис. 1.4) состо-
ит из колонны коаксиально расположенных
труб, нижние торцы которых доведены под
уровень нефти, поднявшейся под забоем.
Специально подаваемый сверху по межтруб-
ному пространству коаксиальной сборки газ
входит через нижний торец во внутреннюю
трубу и направляется к устью скважины, по-
путно растворяясь в приводимой им в движе-
ние нефти. Энергия растворенного газа обу-
славливает как бы искусственное фонтани-
рование нефти через внутреннюю трубу на
поверхность, где он затем распределяется
аналогично описанному выше для способа
фонтанной эксплуатации. Существует про-
блема, связанная с необходимостью сниже-
ния пускового давления подаваемого газа,
для чего используются специальные пуско-
вые клапаны.
Эксплуатация низкодебитных нефтя-
ных скважин при любых уровнях пластовых
давлений осуществляется с помощью сква-
жинных погружных насосов. Чаще всего
они бывают двух видов. В качестве первого
выступают штанговые плунжерные насосы,
в качестве второго - погружные центробеж-
ные электронасосы.
Сущность первого из этих способов
(рис. 1.5) эксплуатации заключается в том,
что в скважине в НКТ размещают плунжер-
ный (поршневой) насос, который приводит-
ся в действие расположенным на поверхнос-
ти приводом с помощью колонны штанг. Для
этого на скважине устанавливают штанго-
вую скважинно-насосную установку и обо-
рудование устья. Установка включает в себя
станок - качалку, устьевой сальник, насос-
ные штанги и штанговый скважинный на-
сос. Последний состоит из цилиндра и плун-
жера (поршня). Скважинные штанговые на-
сосы бывают вставными и невставными,
Рис. 1.4. Система газовых подъемников
причем последние используются главным
образом на малых глубинах спуска (менее
1200 м).
Рис. 1.5. Штанговая насосная установка:
1 - насос; 2 - колонна штанги; 3 - тройник;
4, 5 - балансир; 6 - станок-качалка; 7 - редук-
тор; 8 - двигатель; 9 - НКТ; 10,13 - клапаны;
11 - плунжер; 12 - корпус
Второй способ насосной эксплуатации
скважины осуществляется с помощью уста-
новки, состоящей из погружного агрегата,
оборудования устья скважины, насосно-
компрессорных труб и электрооборудова-
ния. В состав погружного агрегата входят
электроцентробежный насос, газосепаратор
и электродвигатель с гидрозащитой.
В состав электрооборудования входят
расположенные на поверхности комплект-
ная трансформаторная подстанция или
трансформатор и управляющее устройство.
Кабель, соединяющий наземное электрообо-
рудование с электродвигателем в скважине,
спускается в скважину по затрубью.
При эксплуатации скважины установка-
ми погружных центробежных насосов устье
скважины оборудуется фонтанной арматурой.
Эксплуатация газовых скважин осно-
вана на расходовании только пластовой
энергии газа, и поэтому наличие НКТ в ство-
ле скважины служит только для обеспечения
различных режимов отбора газа из пласта
одним и тем же способом.
В начальный период разработки как
газовых, так и газоконденсатных месторож-
дений, когда отбор продукта из скважины
ограничивается только пропускной способ-
ностью НКТ, применяется режим постоян-
ного дебита. В дальнейшем переходят на ре-
жим постоянного градиента давления на
пласт или на режим максимально допусти-
мой депрессии на пласт.
Наземное оборудование газовой сква-
жины также предназначено для реализации
одного способа эксплуатации. Оно включает
в себя колонную головку, фонтанную арма-
туру, манифольд, запорные и регулирующие
устройства и устройства для управления за-
движками под давлением.
Фонтанная арматура устанавливается
на колонной головке и предназначена для
герметизации устья, контроля и регулирова-
ния режима работы газовой скважины.
Газоконденсатные месторождения
разрабатываются на режиме истощения
природной пластовой энергии или с пол-
ным либо частичным поддержанием плас-
тового давления путем закачивания в них
сухого газа (природного углеводородного,
попутного нефтяного и не углеводородного),
воды или их смеси. Оборудование ствола
скважины и ее устья аналогично описанно-
му выше.
При разработке газоконденсатных мес-
торождений на стадии поддержания пласто-
вого давления последнее в процессе эксплуа-
тации устанавливается таким, чтобы быть
равным или превышать давление начала
конденсации.
Ремонт и интенсификация скважин
Ремонт скважин и их интенсификация
является одной из наиболее важных стадий
разработки месторождений нефти и газа.
Особенно увеличилась значимость этих про-
цессов в настоящее время, когда большинст-
во месторождений не только в России, но и
во всем мире вошли в фазу, характеризую-
щуюся прогрессирующим истощением экс-
плуатируемых залежей. Тем не менее про-
цесс ремонта скважин следует отнести к
вспомогательным, поскольку целью любого
ремонта является восстановление нормаль-
ного осуществления основного процесса. На-
иболее трудоемкой операцией при выполне-
нии ремонтов является спуск и подъем ко-
лонны различных труб (НКТ, бурильных
труб, насосных штанг), скважинного обору-
дования, а также выполнения бурения и
аварийных работ. Для этих целей применя-
ются агрегаты для ремонта скважин, кото-
рые, в большинстве случаев, представляют
собой подъемные установки.
В настоящее время показатель ремонт-
ное™ скважин (количество требуемых в тече-
ние года ремонтов) в нефтедобыче России и ре-
спубликах СНГ изменяется в пределах от 1 до
4, а в старых районах добычи доходит до 6-8 и
более. Средняя продолжительность ремонта
изменяется от 15 до 130 часов (в среднем 48.8)
для текущего ремонта и от 150 до 700 часов (в
среднем 266) - для капитального.
Как уже отмечалось выше, выделяют
два вида ремонтов: текущий и капиталь-
ный, которые различаются по объему и ви-
дам операций (табл. 1.4 и 1.5), соответствен-
но изменяются и технические средства.
Текущий ремонт обеспечивает замену или
ревизию подземного и устьевого оборудования
скважин с помощью подъёмного агрегата.
Капитальный ремонт предусматривает
реализацию комплекса геолого-технических
мероприятий, направленных на повышение
нефтеотдачи пласта и устранение аварий
подземного оборудования, произошедших в
процессе эксплуатации скважин.
Виды текущего ремонта скважин
1. Перевод скважины на нагнетание.
2. Перевод нефтяных скважин со спосо-
ба на способ.
Таблица 1.4
Основные технические средства для текущего ремонта скважины
№ п/п Целевая функция Способ выполнения целевой функции Основные технические средства
1 Подготовка оборудования к работе 1. Подготовка стационарных сооружений 2. Монтаж и обвязка передвижных агрегатов 3. Монтаж и обвязка технологического оборудования Агрегаты для механизации трудоемких работ на промыслах
2 Спуск-подъем внутрисква- жинного оборудования 1. Спуск-подъем штанг и НКТ 2. Захват и удержание штанги НКТ 3. Свинчивание-развинчивание штанг и НКТ 4. Перемещение свечей в накопитель 1. Агрегаты для ремонта скважин 2. Оборудование и инструмент для освоения и ремонта скважин 3. Оборудование и инструмент для проведения СПО лебедки, элеваторы, штропы, ключи трубные и штанговые, спайдеры и т.д.
3 Замена скважинного технологи- ческого оборудования 1. Замена невставного штангового насоса 2. Замена вставного штангового насоса 3. Замена ЦЭН 4. Замена ЭВН 5. Замена ГПН 6. Замена фонтанного подъемника 7. Замена газлифтного подъемника 8. Изменение глубины подвески внутрискважинного добычного оборудования 9. Замена отдельных НКТ и штанг 10. Ловильные работы 11. Депарафинизация 12. Чистка песчаных пробок 13. Промывка забоя 14. Г лушение скважины 1. Агрегаты для ремонта скважин 2. Оборудование и инструмент для освоения и ремонта скважин 3. Внутрискважинное оборудование 4. Оборудование для штанговой добычи нефти 5. Оборудование для бесштанговой добычи нефти 6. Оборудование для гроведения технологических операций в скважинах 7. Насосно-компрессорное оборудование 1 8. Инструмент для ликвидации аварий 9. Устьевое оборудование скважин
4 Заключитель- ные операции 1. Демонтаж передвижных агрегатов 2. Демонтаж технологического оборудования Агрегаты для механизации трудоемких работ на промыслах
Таблица 1.5
Основные технические средства для капитального ремонта скважины
№ п/п Целевая функция Способ выполнения целевой функции Основные технические средства
1 Подготовка оборудования к работе 1. Монтаж бурового оборудования 2. Монтаж агрегати- рованного оборудования 3. Монтаж технологического оборудования 1. Оборудование для транспортировки и монтажа буровых установок 2. Агрегаты для механизации трудоемких работ на промыслах
2 Ремонт внутрискважин- ного технологичес- кого оборудования 1. Исправление и замена обсадных колонн 2. Восстановление цементного моста 3. Восстановление фильтра скважины 4. Изоляция подошвенных вод 5. Переход на новый горизонт добычи 6. Ликвидация аварий 7. Ремонт устьевого оборудования 8. Установка пакеров и клапанов 9. Промывка скважины 1. Бурение породы или цемента 2. Спуск-подъем бурильных труб, штанг и НКТ 3. Спуск-подъем внутрискважинного оборудования 4. Спуск-подъем обсадных труб 5. Захват и удержание труб и штанг 6. Свинчивание- развинчивание штанг и НКТ 7. Перемещение свечей в накопитель 8. Промывка забоя 9. Цементаж 1. Агрегаты для ремонта скважин 2. Оборудование и инструмент для освоения и ремонта скважин 3. Оборудование и инструмент для проведения СПО:лебедки, элеваторы, штропы, ключи трубные и штанговые, спайдеры и т.д. 4. Породоразрушающий буровой инструмент 5. Трубы бурильные 6. Гидравлические забойные двигатели 7. Оборудование для приготовления, обработки, очистки промывочного раствора и регенерации утяжелителей 8. Оборудование противовыбросовое 9. Оборудование для цементирования скважин 10. Внутрискважинное оборудование 11. Оборудование для штанговой добычи нефти 12. Оборудование для бесштанговой добычи нефти 13. Оборудование для проведения технологических операций в скважинах 14. Насосно-компрессорное оборудование 15. Инструмент для ликвидации аварий 16. Устьевое оборудование скважин
3 Зарезка боковых стволов 1. Установка отклонителя 2.Вырезание окна 3 .Проходка ствола 4 .Крепление ствола 1. Агрегаты для бурения и ремонта скважин 2. Отклонители 3. Оборудование для вырезания окна в колонне обсадных труб 4. Оборудование для крепления ствола 5. Оборудование, указанное в п.п. 3-9, 15, 16 п.2 таблицы
4 Заключительные операции 1. Демонтаж бурового оборудования 2. Демонтаж агрегатированного оборудования 3. Демонтаж технологического оборудования 1. Агрегаты для механизации трудоемких работ на промыслах 2. Оборудование для транспортировки и монтажа буровых установок
3. Ремонт скважинного оборудования.
4. Опытные работы.
5. Ревизия и смена наружного оборудо-
вания скважин.
6. Прочие виды работ.
Виды капитального ремонта скважин
1. Ремонтно-изоляционные работы.
2. Устранение негерметичности экс-
плуатационных колонн.
3. Устранение аварий при ремонте
скважин.
4. Переход на другие горизонты.
5. Зарезка боковых стволов.
6. Внедрение и ремонт пакеров-очисти-
телей.
7. Комплекс работ, связанных с бурением.
8. Обработка призабойной зоной пласта.
9. Исследование скважин.
10. Перевод по другому назначению.
10. Консервация, расконсервация.
11. Ликвидация скважин.
12. Прочие виды работ.
Методы повышения нефтеотдачи
и интенсивности притока
Большинство разрабатываемых место-
рождений находятся на поздних стадиях
разработки, характеризуются значительной
выработкой запасов основных залежей и вы-
сокой обводнённостью. В течение длитель-
ного времени эксплуатации скважин проис-
ходит ухудшение коллекторских свойств
призабойной зоны пласта, обусловленное
попаданием в пласт солевого раствора при
глушении скважин, отложением асфальто-
смолисто-парафиновых веществ и многими
другими факторами.
Кроме этого, к трудноизвлекаемым от-
носится большая часть запасов нефти, при-
уроченных к низкопроницаемым коллекто-
рам, нефтегазовым залежам с обширными
подгазовыми зонами, залежам с во до нефтя-
ными зонами. Эксплуатация скважин, рас-
положенных в этих зонах, осложнена из-за
низких дебитов и приемистости скважин,
высокой обводнённости и высокого газового
фактора.
В связи с этим повышение эффектив-
ности разработки месторождений связано
как с улучшением и стабилизацией работы
скважин, так и с регулированием процессов
выработки запасов нефти в пласте. Для это-
го проводится большой объём работ по повы-
шению нефтеотдачи и увеличению произво-
дительности скважин.
Выделяют несколько групп методов по-
вышения нефтеотдачи пласта’.
1. Гидродинамические методы.
2. Физико-химические методы.
3. Тепловые, микробиологические и
другие методы.
В настоящее время наиболее широко
применяются первые две группы методов.
Гидродинамические методы
К ним относятся:
1. Нестационарное обводнение.
2. Форсированный отбор жидкости.
3. Вовлечение в разработку недрениру-
емых запасов.
4. Барьерное и очаговое заводнение.
К первой подгруппе относятся методы,
которые осуществляются через изменение
режимов эксплуатации скважин и, как след-
ствие, через изменение режимов работы
пласта. Эти методы объединяются общим
понятием «нестационарное заводнение» и в
свою очередь включают в себя:
1. Циклическое заводнение.
2. Изменение направления фильтра-
ции потоков.
Они сравнительно просты в реализа-
ции, не требуют больших затрат и получили
широкое развитие.
Одним из методов воздействия на про-
дуктивные пласты, особенно низкопроница-
емые, является гидравлический разрыв пла-
ста (ГРП). Он оказывает воздействие не толь-
ко на призабойную зону пласта, но и способ-
ствует повышению нефтеотдачи. При ГРП
создаётся система глубокопроникающих
трещин длиной до 50... 100 м, в результате
чего значительно увеличивается дренируе-
мая скважиной зона и повышается произво-
дительность скважин. Продолжительность
эффекта от ГРП достигает 3...5 лет, коэффи-
циент успешности - 85 %.
Ведущее место в физико-химических
методах воздействия на пласт занимает по-
лимерное заводнение.
Одним из приоритетных методов по-
вышения нефтеотдачи пластов, наиболее
подготовленным технологически и техни-
чески, является тепловой, когда в продук-
тивный пласт вводится тепло. При этом
вязкость нефти снижается, а нефтеотдача
увеличивается. Среди тепловых методов
воздействия на нефтяные пласты выделя-
ются два:
1) закачка в пласт пара и нагнетатель-
ной воды;
2) внутрипластовое горение.
Наибольшее применение среди хими-
ческих методов имеют СКО и ГКО.
Солянокислотная обработка (СКО)
скважин основана на способности соляной
кислоты проникать в глубь пласта, раство-
ряя карбонатные породы.
Втинокислотная обработка (ГКО) наи-
более эффективна в коллекторах, состоящих
из песчаника с глинистым цементом, и пред-
ставляет собой смесь плавиковой и соляной
кислот.
К физическим методам относятся:
1) дополнительная перфорация и пере-
стрел старых интервалов;
2) акустическое воздействие;
3) вибровоздействие.
В последующие годы наибольший эф-
фект увеличения добычи нефти из старых
скважин обеспечивается за счет зарезки бо-
ковых стволов.
Количество и разнообразие методов,
применяемых для восстановления и интен-
сификации скважин, постоянно увеличива-
ется, поскольку увеличивается сложность и
разнообразие условий эксплуатации место-
рождений. За счет применения указанных
методов обеспечивается примерно четверть
прироста объемов добычи в Российской Фе-
дерации, однако основной вклад в увеличе-
ние добычи вносит бурение новых скважин.
Литература
1. Габриэлъянц Г.А. Геология, поиски и
разведка нефтяных и газовых месторожде-
ний: Учебник для техникумов. - М.: Недра,
2000. - 587 с.
2. Дов1дник з нафтогазово! справи (П1д .
ред. В.С.Бойко, Р.М.Кондрата,?.С.Яремшчу-
ка). - Л1в1в, 1986. - 620 с.
3. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Форми-
рование нефтяных, газовых и конденсатных
месторождений. -М.: Недра, 1986. -208 с.
4. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и
распространение нефти Пер. с англ. -Мл
Мир 1981. -501 с.
5. Бойко В. С. Разработка и эксплуата-
ция нефтяных месторождений. -М.: Недра,
1990. -427 с.
6. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев
А.Н. Спутник нефтяника и газовика: Справ.
М,: Недра, 1986. -235 с.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН
НА НЕФТЬ И ГАЗ
Описание технологии строительства
обычно содержит следующие разделы:
1. Цели и задачи бурения, требования к
конечному результату.
2. Характеристика условий строитель-
ства скважины.
3. Описание операций технологическо-
го процесса, способов, последовательности и
режимов их выполнения.
4. Показатели и критерии оценки эф-
фективности технологических процессов.
5. Описание технических средств, при-
меняемых для осуществления технологичес-
ких процессов.
2.1. Цели и задачи бурения
скважин
Целью бурения скважин на нефть и
газ является выявление, вскрытие, исследо-
вание и освоение продуктивных горизонтов
- пластов проницаемых горных пород, со-
держащих различные флюиды: нефть, газ,
воду, а также получение информации о па-
раметрах пластов и свойствах пластового
флюида. Кроме того, бурение скважин необ-
ходимо для выполнения вспомогательных
работ при поисках, разведке и эксплуатации
месторождений. По целевому назначению
все скважины подразделяются на нижесле-
дующие категории.
Сейсморазведочные скважины
предназначены для расположения в них за-
рядов, при взрыве которых генерируются
сейсмические волны. По результатам анали-
за отраженных пластами горных пород сейс-
мических волн геологоразведочные органи-
зации определяют перспективные площади
для дальнейшего проведения глубокого раз-
ведочного бурения.
Опорные скважины проектируются
для изучения основных черт глубинного
строения малоисследованных крупных реги-
онов, определения общих закономерностей
стратиграфического и территориального
расположения отложений, благоприятных
для нефтегазонакопления. В процессе и по
окончании бурения в скважинах произво-
дится комплекс исследований, предусмот-
ренных специальной инструкцией. По ре-
зультатам опорного бурения даётся оценка
прогнозных запасов нефти и газа.
Параметрические скважины закла-
дываются для изучения глубинного строе-
ния и сравнительной оценки перспектив
нефтегазоносности возможных зон нефтега-
зонакопления. В отличие от опорных для ус-
корения поисковых работ и снижения их
стоимости без ущерба решению основных
геологических задач эти скважины бурятся с
сокращённым отбором керна.
В результате бурения параметрических
скважин могут быть уточнены прогнозные
запасы и выявлены запасы нефти и газа.
Поисковые скважины проектируют-
ся по данным параметрического бурения и
геофизических работ для выяснения нали-
чия или отсутствия залежей нефти и газа на
новых площадях, выявления новых залежей
на разрабатываемых месторождениях.
При проводке скважины предусматри-
вается полный отбор керна в пределах воз-
можно продуктивных горизонтов и на гра-
ницах стратиграфических разделов, а также
проведение комплекса промыслово-геофи-
зических исследований и апробирование
возможно продуктивных горизонтов.
Разведочные скважины бурятся на
площадях после выявления при поисковом
бурении их нефтегазоносности. На первой
стадии (предварительная разведка) цель бу-
рения таких скважин - оценка промышлен-
ного значения месторождений (залежей) и
составление технико-экономических докла-
дов (ТЭДов) об экономической целесообраз-
ности их разведки. Задача второй стадии
(детальная разведка) после утверждения ТЭ-
Дов - подготовка запасов промышленных ка-
тегорий (А+В+С,) и сбор исходных данных
для составления проектов разработки место-
рождений (залежей).
При бурении разведочных скважин
предусматривается отбор керна в пределах
продуктивных горизонтов, проведение ком-
плекса промыслово-геофизических исследо-
ваний, в том числе отбор керна боковым
грунтоносом и опробование горизонтов,
включая пробную эксплуатацию.
Продуктивные разведочные скважины
на месторождениях, вводимых в разработку,
передаются в фонд эксплуатационных.
Эксплуатационные скважины бурятся
в соответствии с проектами разработки неф-
тяных и газовых месторождений. В эту же
категорию входят нагнетательные, оценоч-
ные, наблюдательные и пьезометрические
скважины.
Эксплуатационные скважины
предназначаются для извлечения нефти и
газа из разрабатываемой залежи; нагнета-
тельные скважины - для закачки в продук-
тивный пласт воды, газа или воздуха; оце-
ночные - для оценки коллекторов продуктив-
ных горизонтов; наблюдательные и пьезоме-
трические скважины - для систематического
наблюдения за изменениями давления, во-
донефтяного контакта в процессе эксплуата-
ции залежи.
Специальные скважины предназна-
чены для нагнетания жидкости и газа, сброса
промысловых вод, ликвидации открытых
фонтанов нефти и газа, подготовки структур
для подземных газохранилищ и закачки в них
газа, разведки и добычи технических вод.
Основные задачи бурения
Одной из важнейших задач, решаемых
при бурении скважин на нефть и газ, являет-
ся вскрытие продуктивных пластов без нару-
шения их естественной проницаемости и по-
следующее их разобщение колоннами обсад-
ных труб с цементированием кольцевого про-
странства. Количество обсадных колонн, их
диаметры, глубина спуска и высота подъема
цементного раствора в кольцевом простран-
стве определяют конструкцию скважины.
При бурении эксплуатационных неф-
тяных и газовых скважин решается задача
безусловного обеспечения проводки направ-
ляющей части ствола от устья до определен-
ной точки с заданными координатами, кото-
рая расположена в кровле или непосредст-
венно в нефтегазосодержащем пласте и от
которой начинается проводка завершающе-
го эксплуатационного участка вкрест про-
стирания пласта или горизонтального уча-
стка по простиранию пласта.
По траектории скважины подразделя-
ются на вертикальные, наклонно направ-
ленные и горизонтальные. В процессе буре-
ния ось скважины отклоняется от своего
проектного направления, обусловленного
проектной траекторией скважины. Поэтому
для обеспечения проводки скважины по про-
ектной траектории осуществляется кон-
троль искривления и оперативное управле-
ние проводкой.
Условия, задачи, методы их решения
при проходке этих скважин существенно
различаются. Например, при разведочном
бурении проводится более значительный
объем работ по исследованиям в стволе, в
частности, отбор проб керна и испытания
пластов.
Основные задачи технологического
процесса проходки скважины можно сфор-
мулировать следующим образом.
1. Сооружение ствола по заданной тра-
ектории с заданными параметрами конст-
рукции скважины.
2. Качественное вскрытие пласта с ус-
ловием сохранения его естественной прони-
цаемости.
3. Получение информации о следую-
щих параметрах скважины и полезного ис-
копаемого:
а) характеристики горных пород разре-
за скважины: литология, физико-механиче-
ские свойства, зоны осложнений;
б) характеристики продуктивного плас-
та (коллектора): пористость, проницаемость,
устойчивость, интервал, мощность, пласто-
вое давление, дебит;
в) характеристики свойств пластового
флюида: состав, вязкость;
г) параметры траектории ствола сква-
жины.
Исходя из поставленных целей и задач,
устанавливаются критерии оценки качества
результатов работы:
• соответствие проектной и фактичес-
кой траектории скважины, а также допус-
тимого радиуса круга отклонения;
• качество вскрытия пласта:
- степень нарушения первоначального
состояния пород коллектора (снижение про-
ницаемости пород и , как следствие, сниже-
ние дебита);
- степень использования вскрытой
стволом скважины мощности пласта;
- надежность изоляции и разобщения
пластов;
- объем и достоверность первичных
данных о свойствах пласта.
Таким образом, результатом (продук-
том) процесса строительства скважины яв-
ляется либо оборудованный ствол скважи-
ны, либо информация о параметрах полез-
ного ископаемого. Возможность получения
положительных результатов в значительной
степени зависит от условий строительства
скважины.
2.2. Характеристики условий
строительства скважин
Список значимых параметров, опреде-
ляющих характеристики условий строи-
тельства скважин, зависит от назначения
скважин, района работ, способа бурения,
выполняемой технологической операции и
параметров применяемого оборудования и
инструмента.
Последовательность
строительства скважины
Состав операций технологического про-
цесса сооружения скважины определяется в
первую очередь способом бурения этой сква-
жины, выбор которого зависит от конкретно-
го сочетания геолого-технических условий
бурения, назначения и конструкции скважи-
ны (целевой функции бурового процесса).
Обычно процесс строительства сква-
жины осуществляется в следующей последо-
вательности:
- подготовительные работы:
- проходка ствола скважины (собствен-
но бурение):
- оборудование ствола скважины;
- освоение, испытание и проведение ис-
следований в скважине;
- аварийные и специальные работы в
скважине;
- заключительные работы.
Все перечисленные этапы и операции
технологического процесса могут осуществ-
ляться последовательно или с совмещением
во времени в зависимости от назначения
скважины и условий бурения. Их объем, со-
держание могут изменяться в весьма широ-
ких пределах.
Процесс проходки скважины изобра-
жается в виде геолого-технического наряда
(ГТН) и графика организации работ, где отра-
жаются основные операции, а также продол-
жительность и последовательность их вы-
полнения. ГТН содержит исчерпывающую
информацию об условиях бурения скважи-
ны, об условиях залегания и гидродинамиче-
ских свойствах продуктивных пластов, тех-
нике и технологии бурения, а также о мето-
дах исследований в скважине.
Как уже отмечалось выше, список зна-
чимых характеристик условий строительст-
ва скважины в первую очередь определяется
видом технологической операции процесса
строительства скважины. Список значимых
характеристик условий строительства сква-
жин приведен в табл. 2.1.
В качестве характеристик условий буре-
ния можно выделить следующие параметры:
- геологический разрез: наименование
проходимых свит и горизонтов, угол паде-
ния пластов и категория буримости пород;
Таблица 2.1
апов процесса строительства скважин
Характеристики условий для основных
Основные технологические процессы строительства скважины Операции(подпроцессы) строительства скважины Значимые характеристики условий строительства скважины
Подготовительные работы Подготовка площадки, фундамента для размещения оборудования. Несущая способность грунтов. Размеры землеотвода.
Транспортирование оборудования и инструмента Качество дорог, расстояние перевозки
Монтаж бурового оборудования Конструкция буровой установки
Проходка ствола (углубление) Разрушение забоя Категория горных пород по буримости
Удаление продуктов разрушения Конструкция скважины, тип инструмента, плотность и размер частиц шлама
Укрепление стенок скважины Устойчивость стенок скважины, проницаемость горных пород
Спуск-подъем инструмента Глубина и траектория ствола скважины, параметры труб
Оборудование ствола Крепление ствола обсадными трубами и цементирование Устойчивость пород, параметры пластов, конструкция скважины
Проведение исследований в скважине Изучение свойств горных пород по трассе скважины (отбор керна, геофизические исследования) Устойчивость горных пород, трещиноватость, категория по буримости
- параметры пласта: пористость, про-
ницаемость, устойчивость, интервал, мощ-
ность, пластовое давление, дебит;
- зоны возможных осложнений: выбро-
сы, обвалы, поглощения, прихваты;
- ожидаемое возможное снижение
уровня жидкости в скважине в процессе ее
испытания.
Параметры скважины могут характе-
ризоваться следующими данными:
- назначение (разведочная, эксплуата-
ционная и т. д.);
- вид скважины (наклонно-направлен-
ная. многозабойная, кустовая, однорядная,
многорядная, горизонтальная);
- виды работ по исследованию скважи-
ны, интервалы отбора проб и т. д.;
- конструкция скважины: интервалы и
диаметры бурения, глубины спуска и диаме-
тры колонн обсадных труб, интервалы це-
ментирования;
- траектория ствола скважины (ТСС) в
виде проекций на вертикальную плоскость
(профиль скважины) и горизонтальную пло-
скость (план скважины), возможное отклоне-
ние фактической ТСС от проектной.
В качестве дополнительных данных мо-
гут быть приведены статистические матери-
алы по ранее пробуренным скважинам: гео-
логический разрез, результаты каротажа, ка-
вернограммы; данные о конструкции сква-
жин, пластовых давлениях, температурах,
искривлении скважин, ведомости отработки
долот и параметров режима бурения, баланс
рабочего времени, керновый материал и т.д.
Геологический разрез
скважины
Геологический разрез — графическое
изображение на вертикальной плоскости в
определенном масштабе условий залегания
горных пород, изменения их мощности, ха-
рактера нарушений и т. д., это наиболее на-
глядный способ представления условий бу-
рения. Он является составной частью ГТН
на бурение скважины.
По геологическому разрезу можно су-
дить о мощности и последовательности зале-
гания и образования горных пород. Разрез
строится, как правило, по сечениям вкрест
простирания слоев, то есть в направлении,
перпендикулярном к линии простирания.
Разрез изображают графически, ис-
пользуя условные знаки для показа литоло-
гического состава пород. Кроме того, в нем
на соответствующих глубинах должны быть
указаны признаки нефти, газа или воды, об-
валы, места поглощения промывочной жид-
кости и другие геологические данные. Со-
ставленный разрез разбивают на системы,
ярусы, свиты, горизонты и пласты в следую-
щем порядке:
1) выделяют свиты по стратиграфичес-
кому признаку, пользуясь данными микро-
фауны, микрофлоры и комплексных наблю-
дений;
2) внутри стратиграфических свит по ли-
тологическому признаку выделяют пачки по-
род: песчаные, глинистые, карбонатные и др.;
3) внутри литологических пачек выде-
ляют горизонты: газоносные, нефтеносные
и водоносные;
4) внутри горизонта выделяют пласты:
газоносные, нефтеносные, водоносные, мар-
кирующие и др.
В геологическом разрезе выделяются
продуктивные пласты, и дается их характе-
ристика. Особо выделяются интервалы ос-
ложнений. Приводятся подробные сведения
о конструкции скважины и технологии ее со-
оружения.
Классификация горных пород
по буримости
Для характеристики условий бурения с
позиций разрушения горных пород обычно
применяют понятие буримость горных по-
род. Буримость - это свойство горной поро-
ды, характеризующее ее способность сопро-
тивляться проникновению в нее породораз-
рушающего инструмента. Это относитель-
ная характеристика, зависящая от механи-
ческих свойств горной породы (прочность,
твердость), с одной стороны, совершенства
применяемого инструмента и технологичес-
кого режима бурения - с другой. Мера бури-
мости той или иной горной породы - средняя
скорость углубления ствола скважины.
По буримости все горные породы раз-
биты на 12 категорий. Их классификация
приведена в табл.2.2. В практике бурения
все горные породы по буримости разбивают
на следующие группы:
Мягкие (М) - I-III категория.
Средние (С) - IV-VI категория.
Твердые (Т) - VII-IX категория.
Крепкие (К) - X-XI категория.
Особо крепкие - XII категория.
При бурении скважин на нефть и газ
преимущественно встречаются породы I-VII
категорий по буримости (см. табл. 2.2).
Классификация горных пород по буримости
Таблица 2.2
Категория пород по буримости Т вердость по штам- пу, ГПа Типичные горные породы
1 0,1 Торф и растительный мир без корней. Рыхлые: лёсс, пески (не плывуны), супеси без гальки и щебня. Влажный ил. Трепел. Слабый мел
II 0,1-0,25 Торф и растительный слой с корнями, с небольшой примесью мелкой (до 3 см) гальки или щебня. Супеси и суглинки. Плотные пески. Лёсс. Рыхлый мергель. Лёд. Глины средней плотности. Мел. Диатомит. Сажи. Каменная соль (галит). Охристая железная руда
III 0,25-0,5 Суглинки и супеси с примесью свыше 20 % мелкой (до 3 см) гальки или щебня. Плотный лёсс. Дресва. Глины: с частыми прослоями песчаников, мергелей, плотные, мергелистые, загипсованные. Плотный мел. Магнезит. Гипс. Слабый каменный уголь. Бурый уголь. Сланцы: тальковые, разрушенные всех разновидностей. Марганцевая руда. Глинистые бокситы
IV 0,5-1,0 Галечник, состоящий из мелких галек осадочных пород. Мёрзлые водоносные пески, ил, торф. Плотные глинистые алевролиты. Глинистые песчаники. Плотный мергель. Неплотные известняки и доломиты. Плотный магнезит. Пористые', известняки ,туфы . Глинистые опоки. Кристаллический гипс. Ангидрит. Калийные соли. Крепкий бурый уголь. Каолин (первичный). Сильно выветренные серпентиниты (змеевики). Кристаллический апатит. Дуниты, перидотиты. Бокситы
V 1,0-1,5 Галечно-щебенистые грунты. Мёрзлый галечник .Алевролиты, аргиллиты. Весьма плотные глины. Конгломератосадочных пород. Известняки. Мрамор. Мергелистые доломиты. Весьма плотный ангидрит. Пористые выветренные опоки. Твёрдый каменный уголь. Антрацит. Желваковые фосфориты. Сланцы, глинисто-слюдяные , хлоритовые, серицитовые. Серпентиниты. Вулканические туфы. Дуниты, затронутые выветриванием. Брекчиевидные кимберлиты
VI 1,5-2,0 Плотные ангидриты. Плотные мёрзлые глины. Песчаники: полевошпатовые, кварцево- известковистые. Алевролиты с включением кварца. Известняки: плотные доломитизированные, скарнированные. Плотные доломиты. Опоки. Сланцы: глинистые, кварцево-слюдяные. Порфириты. Габбро. Слабо окремненные аргиллиты. Дуниты, не затронутые выветриванием. Перидотиты. Амфиболиты. Пироксениты. Талько-карбонатные породы. Апатиты. Скарны. Сыпучий колчедан. Бурые железняки. Сидериты
VII 2-3 Окремнённые аргиллиты. Галечник изверженных и метаморфических пород (речник). Мелкий без валунов щебень. Кварцевые песчаники. Весьма плотные доломиты, окварцованные. Крепкие, плотные опоки. Фосфоритовая плита. Слабо окремнённые сланцы. Порфиры, порфириты, диабазовые туфы. Сиениты. Диориты. Габбро. Пироксениты. Базальтовидные кимберлиты. Пористые кварциты. Бурые железняки. Хромиты. Сульфидные руды
VIII 3-4 Кремнистые аргиллиты. Окварцованные доломиты. Окремнённые: известняки и доломиты. Плотные фосфориты. Окремнённые сланцы. Гнейсы. Выветренные базальты. Диабазы. Порфиры и порфириты .Андезиты .Диориты. Лабрадориты. Перидотиты. Мелкозернистые, затронутые выветриванием граниты, сиениты, габбро, гранитогнейсы, пегматиты. Кварциты: гематитовые, магнетитовые. Плотный колчедан.
IX 4-5 Базальты, не затронутые выветриванием. Конгломераты изверженных пород на кремнистом цементе. Карстовые известняки. Кремнистые: песчаники, известняки. Кремнистые доломиты. Кварциты; магнетитовые, гематитовые, тонкополосчатые. Роговики. Трахиты. Окварцованные порфиры. Тонкокристаллические диабазы. Окремнённые туфы. Затронутые выветриванием: липариты, микрограниты. Крупнозернистые граниты, гранитогнейсы .Сиениты .Габбро-нориты. Пегматиты. Гранатовые скарны. Плотные бориты
X 5-6 Валунно-галечные отложения изверженных пород. Кварцевые песчаники. Джеспилиты. Роговики с сульфидами. Липариты. Граниты, гранитогнейсы. Пегматиты. Скарны. Магнетитовые и мартитовые руды .Окремнённые бурые железняки .Жильный кварц. Сильно окварцованные и ороговикованные порфиры
XI 6-7 Тонкозернистые альбитофиры. Джеспилиты, не затронутые выветриванием. Яшмовидные кремнистые сланцы .Кварциты .Железистые очень твёрдые роговики. Плотный кварц. Корундовые породы
XII >7 Совершенно не затронутые выветриванием монолитно-сливные: джеспилиты, кремень, яшмы, роговики, кварциты, эгириновые и корундовые породы
Конструкция скважин
Конструкция скважины формируется в
процессе бурения и крепления ствола сква-
жины колонной обсадных труб с последую-
щим их цементированием. Конструкция
скважины обеспечивает:
- закрепление стенок скважины в ин-
тервалах неустойчивых пород;
- изоляцию зон катастрофического по-
глощения аномально высоких пластовых
давлений (АВПД);
- изоляцию зон возможных перетоков
пластовой жидкости по стволу;
- разделение интервалов, где требуется
применение промывочной жидкости с раз-
личной плотностью (несовместимые условия);
- разобщение продуктивных горизонтов;
- образование надежного канала для
эксплуатации продуктивного горизонта;
- создание надежного основания для
установки устьевого оборудования.
Типовая конструкция скважин на
нефть и газ состоит из следующих колонн
обсадных труб: направление (3-10 м), кон-
дуктор (100-600 м), промежуточные колонны
(глубина спуска определяется условиями за-
легания горных пород и назначением каж-
дой промежуточной колонны), эксплуатаци-
онная колонна. Номинальным размером об-
садных труб является наружный диаметр,
который, согласно ГОСТ 632, имеет 19 раз-
меров: от 114 до 508 мм.
Выбор той или иной конструкции сква-
жины зависит:
- от диаметра эксплуатационной колон-
ны: для очень глубоких скважин ее диаметры
114 и 127 мм; для скважин средней глубины
- 140, 146, 168 мм; для высокодебитных
скважин - 219 мм;
- от характеристики геологического
разреза: распределения по глубине скважи-
ны различных отложений, величин пласто-
вых (поровых) давлений, наличия в разрезе
поглощающих или проявляющих пластов и
неустойчивых пород, распределения темпе-
ратуры пород по глубинам и другим показа-
телям, определяющим глубину спуска про-
межуточных колонн и кондуктора;
- от уровня развития технологии буре-
ния в данном районе, определяющей макси-
мальный выход открытого ствола скважины
из-под башмака предыдущей обсадной ко-
лонны.
Конструкция скважины разрабатыва-
ется на базе проектного геологического раз-
реза, который содержит исчерпывающую
информацию по стратиграфии, литологии,
глубине залегания продуктивных пластов и
пластовому давлениию.
Ниже приводится наиболее характер-
ная конструкция скважин на месторождени-
ях Западной Сибири.
Кондуктор (d = 245 мм) спускается на
глубину 500 м для добывающих скважин и
700 м - для нагнетательных. Цементируется
до устья.
Эксплуатационная колонна (d = 139,7;
146 или 168 мм) спускается на глубину на 50
м ниже проектного горизонта. Цементирует-
ся на 100 м выше башмака кондуктора или
до устья. Эксплуатационная колонна окон-
чательно образует ствол скважины.
Птубина цементного стакана, остающе-
гося в скважине после цементирования ко-
лонны, является искусственным забоем. В
процессе эксплуатации скважины забой мо-
жет быть засорён осадком, аварийным обо-
рудованием и т.п. В этом случае верхняя точ-
ка является текущим забоем скважины.
Верхняя часть обсадных труб заканчи-
вается колонной головкой. Она предназна-
чена для крепления и обвязки обсадных ко-
лонн с целью герметизации межтрубного
пространства, контроля и управления меж-
трубными проявлениями и служит основа-
нием для устьевого оборудования.
2.3. Операции
технологического
процесса бурения.
Классификация
способов бурения
Как уже отмечалось, состав операций
технологического процесса сооружения
скважины (см. табл. 2.1) определяется, в пер-
вую очередь, способом бурения этой скважи-
ны, выбор которого зависит от конкретного
сочетания геолого-технических условий бу-
рения, назначения и конструкции скважины
(целевой функции бурового процесса).
Процесс проходки скважины регламен-
тируется требованиями ГТН и нормативно-
технологических карт технологических про-
цессов строительства скважины. ГТН обыч-
но состоит из двух частей: геологической, в
которой дается общая характеристика усло-
вий бурения, и технологической где приво-
дятся параметры промывочной жидкости,
технологические параметры бурения, харак-
теристика компоновок бурового инструмен-
та, тип и расход долот. В ГТН утверждается:
- цель бурения скважины;
- глубина скважины по вертикали;
- параметры проектной траектории
скважины;
- азимут наклоннонаправленной и го-
ризонтальной частей ствола скважины;
- характеристики необходимого обору-
дования буровой установки и бурильного ин-
струмента.
ГТН на бурение скважины разрабаты-
вается геологической службой предприятия,
ведущего буровые работы, утверждается его
первыми руководителями и является основ-
ным руководящим документом для буровой
бригады, ведущей бурение этой скважины.
Однако наиболее общее представление
о процессе сооружения скважины может
быть получено при помощи алгоритма про-
ходки скважины, дополненного таблицей
параметров технологического процесса по
каждой операции (процессу и подпроцессу)
на всех значимых интервалах бурения.
Упрощенный алгоритм проходки ство-
ла приведен на рис. 2.1, форма таблицы па-
раметров представлена типовым геолого-
техническим нарядом на бурение скважины.
Форма геолого-технического наряда приве-
дена в табл. 2.3.
При вращательном бурении скважин
на нефть и газ наиболее часто способы бу-
рения классифицируют по типу механизма,
передающего вращение на породоразруша-
ющий инструмент: роторное, турбинное, бу-
рение электробуром, винтовыми забойными
двигателями, то есть классифицируется спо-
соб выполнения только одной технологичес-
кой операции процесса строительства ство-
ла скважины.
Более полное описание способа сооруже-
ния скважины может быть произведено при
помощи трех взаимодополняющих методов:
co
СП
ОРГАНИЗАЦИЯ
ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЙ НАРЯД
скв. № куст №
УТВЕРЖДАЮ:
Гл. инженер СУБР-1
Гл. геолог СУБР-1
Месторождение_______________________________________ Направление движения станка
Цель бурения________________________________________Азимут мостков
Проектная глубина___________________________________Магнитный азимут
Проектный горизонт Смещение
ОБОРУДОВАНИЕ
Буровая установка Бурильный инструмент:
Привод лебедки______________________________________
Привод насосов______________________________________
Насосы______________________________________________
Оборудование скважины_______________________________
Технолог____________________________
Составил: Геолог отдела _
Дата составления наряда
200 г.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ
Классификация способов выполнения основных операций гроцесса строительства скважины
Операция (функция) Классификационный признак Всвможные варианты реализации
1 2 3 4 5
А. Разрушение забоя 1. Форма забоя СПЛОШНОЙ* кольцевой** ступенчатый** комбинированный
2. Способ силового воздействия на забой удар** резание** вдавливание эрозия** комбинированный
3. Расположение силового органа на поверхности** на забое’* комбинированное
4. Конструкционный тип инструмента твердосплавный** алмазный** шарошечный* гидромониторный** комбинированный
Б. Удаление продуктов разрушения 1. Способ транспортирования механическое гидравлическое* пневматическое** уплотнением в ствол комбинированный
2. Цикличность непрерывное* циклическое комбинированный
3. Канал транспортировки продуктов разрушения затрубное пространство в трубах комбинированный
В. Крепление ствола 1. Способ крепления обсадными трубами* гидростатическим давлением глинистой коркой* изменением свойств стенок без крепления
2. Стадийность одновременно с процессом бурения спецпроцесс комбинированный*
Г. Спуск-подъем 1. Назначение бурового инструмента* проб** приборов для исследований** обсадных труб*
2. Цикличность дискретный* Непрерывный комбинированный
3. Способ выполнения жесткая трубная компоновка* гибкая колонна** гидро-пневмати- ческий комбинированный
Д. Отбор проб 1. Вид пробы керн с забоя** шлам** грунт из стенки скважины** пластовый флюид** комбинированный*
2. Способ отбора по всему стволу поинтервально* без отбора проб
Е. Вскрытие пласта Способ вскрытия на депрессии** растворы с низкой водоотдачей* растворы на углеводородной основе** полимеры** без вскрытия пласта
Ж. Разобщение пластов Способ разобщения цементирование* заколонные пакеры** без разобщения
3. Цементирование Способ цементирования прямое* обратное* ступенчатое** манжетное** без цементирования
Е.Управление положением ствола в пространстве 1. Тип ствола вертикальный* наклоннонаправ- ленный** горизонтальный** боковой** многозабойный
2. Способ управления режим бурения** управляемые забойные компоновки* неуправляемые забойные компоновки*
К. Проведение исследований в стволе 1. Способ на трубах** на кабеле* на проволоке*
2. Стадийность одновременно с процессом бурения** после бурения* в перерывах
* Наиболее распространенные варианты способов, применяемых при глубоком эксплуатационном бурении;
** Менее распространенные (возможные) варианты способов,применяемых приглубоком эксплуатационном бурении.
СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА НЕФТЬ И ГАЗ
1. Характеристика способов, которые
применяются для выполнения всех основ-
ных технологических операций процесса
строительства скважины.
2. Описание алгоритма (последователь-
ности) выполнения этих технологических
операций.
3. Таблица параметров основных тех-
нологических операций для каждого этапа
сооружения скважины.
В морфологической таблице (табл. 2.4)
представлена развернутая классификация
способов, которые могут применяться для
выполнения основных операций процесса
строительства скважин различного назна-
чения. Сочетание вариантов выполнения
этих операций и представляет собой доста-
точно полную характеристику способа стро-
ительства конкретной скважины.
В таблице выделены варианты способов
выполнения основных технологических опе-
раций, наиболее часто применяемых при стро-
ительстве глубоких скважин на нефть и газ.
2.4. Параметры и показатели
процесса бурения
Параметр процесса бурения - это ха-
рактеристика хода технологического процес-
са, устанавливающая уровень (режим) энер-
гетического (силового) воздействия на объ-
ект. В практике комплекс параметров про-
цесса бурения называют режимом бурения.
По влиянию на процесс режимные па-
раметры можно подразделить на первичные,
или параметры управления, и вторичные,
или параметры контроля. К первичным па-
раметрам можно, например, отнести часто-
ту вращения инструмента, осевую нагрузку
на долото, расход очистного агента, скорость
истечения жидкости из насадок долота, к
вторичным - крутящий момент, давление на-
гнетания, динамическую составляющую осе-
вой нагрузки, крутящего момента (рис. 2.2).
Первичные параметры поддаются про-
извольному регулированию в некоторых
пределах, определяемых технической харак-
теристикой и состоянием оборудования и ус-
ловиями его эксплуатации. Регулированием
первичных параметров добиваются повы-
шения эффективности технологического
процесса.
Показатель - это качественная и коли-
чественная характеристика хода и результата
технологического процесса, с помощью кото-
рой устанавливают его эффективность. Раз-
дичают показатели - технологические, эконо-
мические, экологические. Например, механи-
ческая скорость бурения, качество пробы,
проходка на долото, степень отрицательного
воздействия на окружающую среду, энергоём-
кость, стоимость метра проходки и т.д.
В настоящее время в основном опери-
руют вышеназванными параметрами и по-
казателями процесса бурения.
Среди показателей наиболее важно вы-
делить те из них, которые отражают резуль-
таты осуществления технологического про-
цесса бурения (например, скорость бурения)
и работу бурового оборудования (надёж-
ность, ресурс). Интегральным показателем,
отражающим эффективность всего техноло-
гического процесса и работу буровой уста-
новки, являются удельные энергозатраты и
себестоимость процесса бурения (стоимость
погонного метра скважины).
Сочетание режимных параметров, обес-
печивающее в данных условиях наилучшие
показатели и необходимое качество буровых
работ с использованием имеющегося оборудо-
вания, называется оптимальным режимом.
Оптимизация процесса бурения - по-
иск, выявление, обоснование оптимального
режима. Показатель, по которому оценива-
ется эффективность технологического режи-
ма, называется критерием.
Для выбора способа бурения и описа-
ния процесса сооружения скважины нужно
знать как минимум 4 группы параметров:
1) параметры, характеризующие геоло-
го-технические и геол ого-экономические ус-
ловия бурения, - район работ (рельеф, доро-
ги, климат, материальные и энергетические
ресурсы), параметры пласта, геологический
разрез, возможные осложнения и т.д.;
2) параметры скважины или группы
скважин - назначение, конструкция, траек-
тория ствола скважины (ТСС), параметры
исследовательского или добычного оборудо-
вания;
3) параметры технологического про-
цесса бурения и вспомогательных процессов;
4) параметры машин, применяемых
для бурения и выполнения сопутствующих
работ.
Выбирая или проектируя машину для
конкретных условий эксплуатации, обычно
сравнивают параметры назначения (1-я и
2-я группы) и параметры, определяющие
способ и интенсивность процесса бурения
(3-я группа), с параметрами машин (4-я
группа).
Рис. 2.2. Взаимосвязь первичных и вторичных параметров
Часто параметр машины, например
грузоподъёмность, при бурении определяет
показатель ее технических возможностей -
предельную глубину бурения, которая для
скважины является одним из параметров
конструкции.
На общую эффективность технико-тех-
нологических мероприятий оказывает влия-
ние целый ряд факторов, причём характер
их воздействия на показатели отдельных
операций технологического процесса суще-
ственно различен. Кроме того, различны как
номенклатура, так и величина параметров и
показателей этих процессов. В табл. 2.5.
приведены систематизация и значения па-
раметров и показателей процессов выполне-
ния основных технологических операций со-
оружения скважин.
Например, эффективность процесса
разрушения горных пород при проводке
скважины зависит от комплекса факторов:
осевой нагрузки на долото Р, частоты враще-
ния долота п, расхода и истечения жидкости
жидкости Q, параметров бурового раствора,
типа долота, геологических условий, меха-
нических свойств пород. Выделяют параме-
тры режима бурения, которые можно изме-
нять с пульта бурильщика в процессе работы
долота на забое, и факторы, установленные
еще в стадии проектирования строительства
скважины, отдельные из которых нельзя
оперативно изменять (свойства пород, тип
инструмента, диаметр насадок долота).
Выделяют следующие основные показа-
тели процесса разрушения забоя (бурения):
1. Проходка на долото - Н.,, м.
2. Механическая скорость проходки, м/ч
где тд- время работы долота (стойкость доло-
та), ч.
Для шарошечного долота показателями
конечной стадии его отработки являются
резкое снижение механической скорости от
первоначальной величины при износе воору-
жения долота или резкое повышение крутя-
щего момента при износе опоры. При оценке
эффективности процесса разрушения, как
правило, следует учитывать влияние других
технологических операций (например, СПО)
на общую эффективность процесса (рейсо-
вую скорость, удельные затраты).
3. Рейсовая скорость проходки выра-
жается формулой
*6 + Рсп
где hp - проходка за рейс, м;
тб - продолжительность процесса раз-
рушения (работы долота на забое или «меха-
нического бурения»), ч;
т,.„ - продолжительность спуско-подъ-
емных и вспомогательных операций, ч.
fe.
о
Параметры и показатели технологического процесса проходки скважин
функция и способ выполнения Исполнительные механизмы Параметры и показатели процесса
наименование ед. измерения предельные значения комментарий к определению предельных значений параметров
1 2 3 4 5 6
А. Разрушение забоя вращательным способом инструментом с гидромониторными насадками вращателем, расположенным: а) на поверхности б) на забое Вращатель, механизм подачи, буровой насос, погружной вращатель. Породоразрушающий буровой инструмент (ПБИ), бурильная колонна Параметры процесса: осевая нагрузка частота вращения ротора частота вращения забойного двигателя крутящий момент на роторе крутящий момент забойного двигателя (турбобура) расход очистного агента потери напора кН об/мин об/мин кНм, кНм л/с МПа 400 500 660 100 2 120 40 Ограничивается прочностью ПБИ и БТ Тип ПБИ, БТ Опред. расходом ОА Огран. прочностью БТ Опред.перепадом давления Ограничен условием размыва стенок Опред. гидравлическими сопротивл. в турбобуре
Показатели процесса: время бурения механическая скорость проходка на долото мощность ч м/ч м кВт 100 600 10000 600 Опред. задачами, условиями, технологией ФМС ГП, ПБИ, режим бурения Диаметр скважины, ФМС пород, режим, тип ПБИ
Б. Удаление продуктов разрушения потоком очистного агента (ОА) Б1. Обеспечение циркуляции Буровой насос, сальник-вертлюг, манифольд, бурильная колонна, затрубное пространство, превентор, желоб. Расход очистного агента, на входе на выходе давление насосов, параметры очистного агента плотность вязкость условная вязкость структурная статическое напряжение сдвига динамическое напряжение сдвига водоотдача содержание песка время циркуляции давление на устье Л/с Л/с МПа кг/м3 с Па Па Па см3/30 мин % ч МПа 120 120 40 2600 60 ЗОЮ3 100 150 16 15 100 30 Опред. характеристиками шлама, поглощением ОА Опред. гидравлическими сопротивлениями, заданным дифференциальным давлением, составом компонентов ОА Режим промывки Устойчивость стенок скважины Объем скважины, соотношение скорости бурения и скорости выноса шлама Продолжительность рейса Гидродин. процессами в скважине
температура ОА в скважине °C 100 Температурой пород
Б2. Приготовление и хранение очистного агента и его компонентов Устройства для хранения компонентов ОА Устройства для приготовления ОА Устройства для хранения ОА Мощность на приготовление ОА Время приготовления ОА Объем ОА в емкостях Объемы компонентов ОА Расходы компонентов (дозировка) при приготовлении ОА Параметры ОА кВт ч м3 м3 кГ/с 16 10 80 84 5 См. Б1 Производительностью блока приготовления раствора (БПР) То же, типом БПР, составом компонентов ОА Объемом скважины Свойства ОА Состав ОА См. Б1
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ
Окончание таблицы 2.5
Функция и способ выполнения Исполнительные механизмы Параметры и показатели процесса
наименование ед. измерения предельные значения комментарий к определению предельных значений параметров
1 2 3 4 5 6
БЗ. Очистка очистного агента от шлама и газов Устройства для очистки ОА от шлама и газов Мощность агрегатов для очистки Давление АО на входе в циклоны Производительность гидроциклона Расход жидкости через шламовые насосы Параметры ОА до и после очистки кВт МПа л/мин л/мин 20 0,5 100 150 См. Б1 Расход ОА, объём шлама Гидродинамика гидроциклона Расход ОА, объём шлама Параметры гидроциклона
Б4. Утилизация ОА Устройства для утилизации ОА Выход на утилизацию Мощность л/мин кВт 100 12 Содержание твердой фазы
Б5. Контроль за балансом давления в скважине: Б5.1. Контроль за уровнем жидкости в скважине при СПО, остановках в бурении. Устройства контроля Устройства для долива очистного агента в скважину Уровень жидкости в доливочной емкости Свойства раствора для долива: Плотность раствора м кг/м3 1,6 2000 Определяется колебаниями уровня в скважине пластовым давлением
В. Управление трассой скважины Комплекс ЗТС для направленного бурения Зенитный угол Азимут Положение отклонителя Длина скважины град, град, град. м 90 360 360 12000 Проектная траектория Предельное отклонение от проекта
Г- Спуск-подъем БИ: Г1. Перемещение колонны труб при подъеме - спуске Подъемный комплекс: лебедка, талевая система, мачта. Нагрузка на крюке, Скорость подъема, спуска, Длина перемещения талевого блока кН м/с м 5000 3,5 36 Огран.прочностью БТ давлением гидроразрыва ГП, безопасностью, мощностью привода, весом КНБК Длиной свечи
Г2. Захват труб для подъема (спуска) Элеватор, вертлюг Нагрузка на крюке кН 5000 Весом колонны
ГЗ. Удержание труб на устье скважины Спайдер (клиновой захват), ротор Нагрузка на ротор кН 5000 Весом колонны
14. Срыв и докрепление резьб Машинный ключ Момент на машинном ключе кНм 60 Прочностью трубы и резьб
5. Свинчивание- Развинчивание резьб Буровой ключ Момент Число оборотов кНм об/с
1 Р-Укладка(извлечение) свечей в свечеприемник Манипулятор Усилие Скорость перемещения Положение свечи Количество спущенных (поднятых) свечей за рейс ШТ 400 Длиной ствола и длиной свечи
СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА НЕФТЬ И ГАЗ
4. Удельные эксплуатационные затра-
ты на 1 м проходки
Сд+СЧ(7б+^)
где Сд - цена долота, руб.;
Сч - эксплуатационные затраты за 1 ч
работы буровой, руб.;
йд - проходка на долото, м.
Проходка на долото зависит от меха-
нических свойств горной породы, совер-
шенства конструкции породоразрушающе-
го инструмента и соответствия его конст-
рукции условиям бурения, а также от пара-
метров режима бурения. Зависимости им,
йд, тд от нагрузки на долото Р при п = const
представлены на рис. 2.3 для роторного бу-
рения. Из рисунка видно, что при конкрет-
ном значении п имеется одно оптимальное
значение Р, при котором обеспечивается по-
лучение наибольшей проходки на долото в
конкретных породах.
Рис. 2.3. Зависимости vM, Ид и Тд, от нагруз-
ки на долото Р при постоянном числе оборо-
тов ротора п
Рис. 2.4 показывает, что при конкрет-
ном значении P=const существует опреде-
ленное оптимальное значение п, при кото-
ром обеспечивается наибольшая проходка
на долото.
Зависимости vM, йд и п от нагрузки на
долото Р при турбинном бурении представ-
лены на рис. 2.5.
В роторном бурении Р, и и расход жид-
кости Q можно изменять независимо.
При турбинном бурении Q - независи-
мый показатель, а P=j[Q)n n= J'(P).
В оптимизации режимов бурения выде-
ляются два этапа:
- разработка оптимальной технологии
на стадии составления технического проек-
та строительства скважин;
- оперативная оптимизация в процес-
се проходки скважины на основании тестов
и с учетом изменяющейся ситуации в сква-
жине (отклонение геологического разреза
от проектного, возникновение осложнений
ит.д.).
Рис. 2.4. Зависимости vm, h;l и Тд, от числа
оборотов ротора п при постоянной нагрузке
на долото Р
Рис. 2.5. Зависимость vM, бд и п от нагрузки
на долото Р при турбинном бурении
Структурная функциональная схема
проектирования процесса бурения скважи-
ны приведена на рис. 2.6.
Структура и величина параметров и
показателей технологических процессов за-
висят от выполняемой операции (функции) и
способа ее выполнения. Величина предель-
ных значений параметров, в первую оче-
редь, определяется конструкцией исполни-
тельных механизмов, а также условиями ве-
дения работ. Предельные значения парамет-
ров и показателей процесса бурения для ос-
новных операций технологического процес-
са приведены в табл. 2.5, здесь же содержит-
ся комментарий к определению предельных
значений параметров.
2.5. Процессы бурения
и основное оборудование
Функциональные схемы процессов бу-
рения скважин имеют ряд существенных
различий, которые определяются назначе-
Рис. 2.6. Структурная функциональная схема проектирования процесса бурения скважины
нием скважины (целевой функцией буре-
ния) и принятым способом бурения. Если
при разведочных работах целевой функци-
ей бурения является получение образца
горной породы и пластового флюида, а так-
же установление параметров пласта и вы-
бор эффективного способа повышения его
продуктивности, то для эксплуатационного
бурения - сооружение ствола и обеспечение
эффективного вскрытия продуктивного
пласта.
Выполнение каждой функции осуще-
ствляется либо одним специальным орга-
ном, либо группой органов, которые в сово-
купности составляют оборудование для
строительства скважины, в состав которого
входит и буровая установка.
В машиностроении все существующее
оборудование принято классифицировать
по следующим признакам, определяющим
ступени классификации:
А. Выполняемая функция, определя-
ющая как назначение машины (комплекса
машин, узла, механизма и т.д.) с позиций ти-
па скважины и условий бурения, так и спо-
соб выполнения функции. Например, буро-
вая установка, предназначенная для буре-
ния эксплуатационных скважин на нефть и
газ на суше (назначение) вращательным
способом (способ бурения).
Б. Конструкция машины (узла, ме-
ханизма). Например, буровая установка,
имеющая дизельный привод, роторный вра-
щатель, мобильная.
В. Значение главного параметра
машины (узла, механизма). Например, уста-
новка с грузоподъемностью 200 тс.
Таким образом, все оборудование для
бурения скважин можно разделить на груп-
пы в соответствии с вышеназванными
уровнями классификации. Условимся на-
зывать эти уровни классификации соответ-
ствующими терминами: функциональная,
конструктивная и параметрическая клас-
сификация.
В практике сооружения и эксплуата-
ции нефтяных и газовых скважин принято
все оборудование разделять по месту его
расположения (наземное и скважинное).
Следует различать оборудование для строи-
тельства скважин от оборудования, приме-
няемого непосредственно для эксплуатации
скважины.
Оборудованием скважины, применяе-
мым при эксплуатации, называют те части
ее конструкции, которые обеспечивают от-
бор продукции (закачку воды) в надлежа-
щем режиме, проведение всех технологиче-
ских операций в процессе эксплуатации и
предотвращение загрязнения окружающей
среды. При эксплуатации скважин также
различают подземное и наземное оборудо-
вание. Наземное оборудование включает
арматуру, устанавливаемую на устье, под-
земное (скважинное) - оборудование ствола
скважины.
На рис. 2.7 приведена структурная схе-
ма комплекса основного оборудования, не-
обходимого для строительства скважин.
Здесь выделены группы оборудования в ос-
новном по назначению. Описание возмож-
ных вариантов конструкций оборудования,
предназначенного для выполнения выше-
названных функций, приведено в соответ-
ствующих разделах. Там же приведены све-
дения о параметрических рядах оборудова-
ния, предназначенного для выполнения
этих функций.
Буровая установка позволяет выпол-
нять все основные технологические опера-
ции бурения. Для этого в ее состав входят со-
ответствующие машины и механизмы (табл.
2.6): ротор, механизм подачи (обычно лебед-
ка), насосно-циркуляционный комплекс,
спуско-подъемный комплекс, основание и
буровая вышка.
Выбор состава, параметров и конструк-
ции этих механизмов определяется способом
и условиями бурения (конструкция скважи-
ны, физико-механические свойства горных
пород, район работ, тип источников энергии
и т.п.).
Буровые установки работают в очень
широком диапазоне условий. Глубина сква-
жин изменяется от 10 до 15000 м, конечный
диаметр - от 114 до 219 мм. Скважины бурят-
ся в самых различных климатических усло-
виях, в различных географических зонах, на
суше и на море. Диапазон изменения параме-
Рис. 2.7. Структурная схема оборудования для строительства скважин
Таблица 2.6
Взаимосвязь технических функций процесса бурения и применяемых для их выполнения
технических средств
Функция Способ выполнения функций Технические средства
Разрушение горных пород на забое скважины Механическое разрушение горной породы в сочетании с гидравлическим размывом струей жидкости Породоразрушающий буровой инструмент (ПБИ) Бурильные трубы (БТ) Забойные двигатели (ЗД) Буровая установка (БУ): лебедка, ротор, насос
Удаление продуктов разрушения Потоком промывочной жидкости ПБИ, БТ, ЗД, БУ. оборудование для приготовления, обработки, очистки промывочного раствора
Отбор образцов горной породы (керна) Бурение кольцевым забоем ПБИ, БТ, ЗД, керноприемные устройства БУ: оборудование и инструмент для проведения СПО (СПК): лебедки, элеваторы, штропы, ключи трубные.
Крепление стенок скважины в процессе бурения Применение глинистых растворов и тампонажных смесей БТ, БУ (оборудование для приготовления, обработки, очистки промывочного раствора)
Крепление стенок скважины после бурения Спуск обсадных труб по интервалам бурения Цементирование обсадных колонн Обсадные трубы (ОТ), БУ (спуско- подъемный комплекс). Цементировочные агрегаты (ЦА), Цементносмесительные машины (ЦС)
Вскрытие пласта и его испытание Перфорация обсадных колонн, вызов притока и опробования пласта Оборудование для перфорации Оборудование для испытаний
Исключение возможности фонтанирования и выбросов Контроль за качеством раствора Герметизация устья БУ, БТ, фонтанная арматура (противовыбросовое оборудование)
Транспортировка и монтаж буровых установок Разборка установок на узлы. Разборка и транспортировка блоков-модулей Оборудование для монтажа и транспортировки буровых установок, модулей и узлов
Ликвидация аварий и осложнений Извлечение оставленных и прихваченных элементов бурового и скважинного оборудования БУ, БТ, Инструмент для ликвидации аварий
тров установок для бурения скважин различ-
ного назначения приведен в табл. 2.7.
Процесс бурения сейсморазведочных,
параметрических и структурно-картировоч-
ных скважин несколько проще, чем приве-
денный выше. В нем часто отсутствуют та-
кие функции: отбор керна, укрепление сте-
нок скважины после бурения, цементация,
вскрытие пласта. Могут быть добавлены
функции исследований ствола и закладки
взрывчатых веществ.
Как видно из табл. 2.6, важное место в
процессе бурения занимает породоразру-
шающий буровой инструмент (ПБИ) и бу-
рильные трубы. При бурении используется
широкий спектр породоразрушающего ин-
струмента. Это шарошечные, алмазные ло-
пастные долота, бурильные головки для от-
бора керна. Около 90 % скважин бурятся
шарошечными долотами, которые различа-
ются по ряду признаков: вид вооружения,
тип опоры, количество шарошек, схема очи-
Таблица 2.7
Параметры скважин и буровых установок, применяемых при разработке нефтегазовых
месторождений
Назначение скважины Конструкция скважины Типичные буровые установки Г рузоподъемность буровых установок, кН
глубины, м конечный диаметр, мм
Сейсморазведочные 10-40 112-132 УРБ-2А-2 4-63
Структурно-поисковое 100-3000 93-112 УРБ-ЗА-З 10-800
Опорные и параметрические 1000-15000 114-146 Все типоразмеры 1000-15000
Поисковые и разведочные 1000-8000 114-146* БУ3200/200 ДГУ 800-8000
Эксплуатационные 1000-7000 114-168* БУ-3200/200 ЭУК 2000-3200
’Диаметр эксплуатационной колонны.
стки забоя и т.д. Диаметры шарошечных до-
лот, выпускаемых в нашей стране, изменя-
ются от 76 до 520 мм.
Бурильные трубы в процессе сооруже-
ния скважины участвуют в выполнении сле-
дующих основных и вспомогательных функ-
ций: передача на забой потока энергии (осе-
вой нагрузки, крутящего момента, промы-
вочной жидкости); подъем образцов горной
породы; закачка цементных растворов;
вскрытие и исследование пласта; проведе-
ние других специальных работ в скважине
(тампонаж, ликвидация аварий, спуск хвос-
товиков и т.д.).
Бурильные трубы, как и породоразру-
шающий инструмент, работают в сложных
условиях; повышенные температуры в
стволе скважины; наличие агрессивных
сред; большие динамические знакопере-
менные нагрузки; крутящий момент дости-
гает 10-15 кНм при длине колонны труб в
несколько километров; давление промы-
вочной жидкости - до 30 МПа; осевые на-
грузки - до 250 кН.
Для вращения породоразрушающего
инструмента применяются поверхностный
и забойный вращатели. Поверхностный вра-
щатель - это ротор буровой установки. За-
бойный - это гидравлическая турбина (тур-
бобур), винтовой двигатель или электродви-
гатель (электробур). В нашей стране около
80 % скважин бурятся с использованием
турбобуров.
Для крепления скважин после бурения
применяются обсадные трубы, которые
классифицируются по материалу, способу
соединения, толщине стенки. При бурении и
эксплуатации обсадные трубы испытывают
растягивающие нагрузки, они могут вос-
принимать как внешнее, так и внутреннее
избыточное давление. Они часто работают в
агрессивных средах. Скважины эксплуати-
руются иногда десятки лет, поэтому к качест-
ву обсадных труб предъявляются очень вы-
сокие требования.
Очистка скважин, крепление ее стенок
и предупреждение осложнений в процессе
бурения осуществляются применением гли-
нистого раствора. От качества его приготов-
ления и очистки зависит состояние ствола
скважины, нефтегазоносного горизонта.
Для этих целей в составе буровой установки
предусмотрен насосно-циркуляционный
комплекс, включающий:
- буровой насос с манифольдом;
- оборудование для приготовления об-
работки и хранения растворов;
- оборудование для очистки и дегаза-
ции растворов;
- систему каналов для замкнутой цир-
куляции.
Наиболее разнообразна по функциям
номенклатура оборудования для проведения
специальных работ и исследований в сква-
жине:
- цементирование обсадных колон и ги-
дроразрыв пласта;
- проведение технологических опера-
ций в скважине;
- ликвидация аварий и борьба с ослож-
нениями;
- отбор керна;
- проведение операций по коррекции
ствола скважины (наклонно направленное
и горизонтальное бурение).
2.6. Характеристики
способов бурения
Принципиально способ бурения харак-
теризуется сочетанием вариантов реализа-
ции всех основных операций (подпроцессов)
бурового процесса. Однако по существую-
щей традиции способ бурения принято ха-
рактеризовать только вариантом реализа-
ции процесса разрушения забоя. Варианты
реализации прочих операций бурового про-
цесса в этом случае дополняют характерис-
тику избранного способа бурения.
При вращательном бурении разруше-
ние забоя осуществляется породоразрушаю-
щим инструментом (долотом). При роторном
бурении долото вращается вместе со всей ко-
лонной бурильных труб, а вращение на бу-
рильные трубы передается через ведущую
трубу от ротора, соединенного с силовой ус-
тановкой системой трансмиссий. Нагрузка
на долото создается частью веса бурильных
труб и регулируется бурильщиком.
При роторном бурении максимальный
крутящий момент приложений к колонне за-
висит от сопротивления породы вращению
долота, сопротивлений трению колонны и
вращающейся жидкости о стенку скважины
и от крутильных колебаний колонны.
В зарубежной буровой практике этот
способ наиболее распространен. В послед-
ние годы наметилась тенденция увеличе-
ния объемов роторного бурения и в РФ, да-
же в восточных районах. Основные пре-
имущества роторного способа перед тур-
бинным — независимость регулирования
параметров режима бурения, возможность
срабатывания больших перепадов давле-
ния и осевых нагрузок на долото, значи-
тельное увеличение проходки за рейс доло-
та в связи с меньшими частотами его вра-
щения и др.
При турбинном способе бурения доло-
то соединяется с валом турбины турбобура,
которая приводится во вращение движени-
ем жидкости под давлением через систему
роторов и статоров осевой гидравлической
турбины.
Аналогично осуществляется бурение с
помощью винтовых забойных двигателей
(ВЗД). Рабочие органы винтовых забойных
двигателей созданы на основе многозаход-
ного винтового механизма, что позволяет
получить необходимую частоту вращения
при повышенном по сравнению с турбобура-
ми вращающем моменте.
При использовании электробуров
вращение долота осуществляется электри-
ческим (трехфазным) двигателем перемен-
ного тока. Энергия к нему подается с поверх-
ности по кабелю, расположенному внутри
колонны специальных бурильных труб. Бу-
ровой раствор циркулирует так же, как и при
роторном способе бурения. Преимущество
электрического двигателя перед гидравли-
ческим состоит в том, что у электробура час-
тота вращения, момент и другие параметры
не зависят от количества подаваемой жидко-
сти, ее физических свойств и глубины сква-
жины, и в возможности контроля процесса
работы двигателя с поверхности. Кроме то-
го, обеспечивается возможность использо-
вания кабеля для работы забойной телеме-
трической системы (ЗТС).
Бурение забойными двигателями полу-
чило широкое распространение в РФ и в ми-
ре, в первую очередь благодаря работам
ВНИИБТ.
Поскольку в мировой практике бурения
используется только механический враща-
тельный способ разрушения горных пород,
указанная классификация способов бурения
по виду привода бурового долота является
основополагающей. Вместе с тем в буровой
науке используется и другая классификация
способов бурения, а именно по принципи-
альному методу и механизму разрушения
горных пород на забое. Такая постановка во-
проса связана с разрабатываемыми в тече-
ние многих лет, начиная с середины прошло-
го века, так называемыми принципиально
новыми методами бурения.
По этой классификации все современ-
ные способы бурения, рассмотренные вы-
ше, относятся к одному - вращательно-ме-
ханическому. К другим способам бурения
относятся: ударные методы разрушения
горных пород, с которых начиналось буре-
ние еще в XIX веке; многочисленные разно-
видности термического способа бурения,
которые отличаются методами передачи
тепловой энергии породе и методами совме-
щения тепловой и механической энергии;
электроимпульсные; электроискровые; эле-
ктрогидравлические методы, использую-
щие энергию электроразряда непосредст-
венно на забое, и магнитострикционные
эффекты: методы, использующие энергию
последовательных взрывов; методы физи-
ко-химического воздействия на горные по-
роды; методы, использующие энергию лазе-
ров, плазмы, и другие.
Однако, несмотря на бурное развитие
науки и техники во второй половине XX века,
все эти принципиально новые методы разру-
шения горных пород так и не вышли за пре-
делы научно-исследовательских разработок.
Можно назвать несколько причин такого по-
ложения дел:
1. Сложность реализации этих методов
на современном уровне развития техники.
2. Отавной целью создания новых методов
разрушения горных пород считалось снижение
энергозатрат, а не создание ствола правильной
формы, что и является главной задачей буре-
ния глубоких скважин на нефть и газ. Иными
словами, эти методы были нацелены только на
разрушение горных пород, а не на строительст-
во скважин. Именно неспособность указанных
методов создавать управляемый ствол пра-
вильной формы явилась главной причиной их
абсолютной неэффективности.
3. Способ вращательного бурения буро-
выми долотами обеспечивает наилучшее со-
хранение коллекторских свойств пласта.
Из всех новых способов до стадии про-
мышленного бурения был доведен только
гидромеханический способ бурения, ис-
пользующий струйное разрушение горных
пород при скоростях истечения промывоч-
ной жидкости из насадок специального
безопорного гидромеханического долота в
диапазоне от 300 до 700 м/с. Эти разработ-
ки ведутся во ВНИИБТ. Также во ВНИИБТ
разрабатывается метод оплавления ствола
скважины для его крепления в процессе бу-
рения с использованием специального эле-
ктротермического генератора. Однако ши-
рокого применения эти способы пока не по-
лучили.
В практике бурения скважин на нефть
и газ применяется целый ряд способов уда-
ления продуктов разрушения из скважины,
однако наибольшее распространение полу-
чил способ бурения с прямой промывкой.
Технологический процесс очистки забоя и
удаления разрушенной горной породы (ГП)
из скважины путем ее промывки очистным
агентом (ОА) реализуется в результате вы-
полнения следующего комплекса технологи-
ческих операций: приготовление, обработка
химическими реагентами, прокачивание по
стволу скважины, очистка ОА от шлама, де-
газация и др.
Очистной агент в процессе проводки
скважин обеспечивает очистку забоя от
шлама, транспортирование шлама на днев-
ную поверхность, компенсирование пласто-
вого давления флюидов, предупреждение
осложнений (укрепление ствола в процессе
бурения) и выполнение других технологиче-
ских функций (охлаждение долота, уменьше-
ние трения и т.д.).
Эффективность выполнения перечис-
ленных функций ОА зависит от его физико-
механических свойств и технологических
параметров режима промывки, которые вза-
имосвязаны между собой. Поэтому для до-
стижения наилучших технико-экономичес-
ких показателей бурения технологический
процесс промывки скважин должен реализо-
вываться при оптимальных технологичес-
ких параметрах режима промывки, которые
необходимо устанавливать с определенными
ограничениями. Эти ограничения должны
предупреждать:
- интенсивное разрушение долота,
- износ бурового инструмента,
- размывание стенок ствола скважины,
- гидроразрыв и поглощение ОА,
- ухудшение проницаемости продук-
тивных горизонтов,
- излишние потери гидравлической
энергии,
- большие колебания давления в стволе
скважины.
Обработка ОА химическими реагента-
ми осуществляется путем их добавки в не-
большом количестве от долей процента до
нескольких единиц процента к объему про-
мывочной жидкости. Химическая обработка
осуществляется путем введения химическо-
го реагента в промежуточный блок с ОА, ко-
торый оборудован гидравлическими переме-
шивателями или комбинированными систе-
мами гидравлических и механических пере-
мешивателей.
Прокачивание ОА по стволу скважины
в процессе проходки производится буровы-
ми насосами поршневого или плунжерного
типа, которые нагнетают промывочную
жидкость из приемной емкости через мани-
фольд, вертлюг, колонну бурильных труб на
забой скважины и обеспечивают удаление
продуктов разрушения ГП из скважины вос-
ходящим потоком по кольцевому простран-
ству между колонной бурильных труб и стен-
ками скважины.
В количественном выражении соотно-
шение между давлением в скважине рс и пла-
стовым давлением р„„ характеризуется диф-
ференциальным давлением ДР, которое рас-
считывается по формуле:
Др = р,-р„,.
В процессе спуска и подъема колоны
бурильных или обсадных труб в стволе сква-
жины возникают гидродинамические давле-
ния ргд, абсолютная величина которых зави-
сит от скорости движения бурового инстру-
мента по стволу скважины.
Для обеспечения высоких технико-эко-
номических показателей бурения необходи-
мо обеспечивать оптимальные уровни пара-
метров гидродинамических процессов в гид-
равлической системе скважины.
Параметры, характеризующие гидро-
динамические процессы в циркуляционной
системе скважины, изменяются во времени
и зависят от многих, также изменяющихся
во времени параметров.
Регулирование дифференциального
давления при вскрытии продуктивного го-
ризонта осуществляется с целью предупреж-
дения проникновения ОА в продуктивный
горизонт и, следовательно, сохранения его
естественной проницаемости. Для достиже-
ния этой цели необходимо обеспечить, как
правило,
рс <(0,85 - 0,90)рпл.
Для предупреждения проникновения
ОА в проницаемый горизонт, осложняющего
процесс проводки скважины, необходимо
также обеспечить условие р,<р„.ч. Это условие
достигается за счет уменьшения плотности
ОА, снижения потерь напора в кольцевом
пространстве и регулирования технологиче-
ских параметров режима промывки. Кроме
того, необходимо предупреждать гидравли-
ческий разрыв горных пород гидродинами-
ческим давлением, которое возникает в
скважине при спуске бурового инструмента.
Условие предупреждения гидроразрыва сле-
дующее: гидродинамическое давление ргд не
должно превышать давление гидроразрыва
горной породы ргр, которое определяется из
выражения:
ргр= (0,49 - 0,91)рг,
где рг - горное давление. Не менее важно кон-
тролировать дифференциальное давление
при подъеме инструмента, т.к. при превыше-
нии скорости подъема возможен выброс
флюида из пласта.
Одним из основных параметров ОА,
требующих управления в процессе бурения
скважины, является его плотность. По-
скольку она оказывает существенное влия-
ние на показатели работы долота, всегда
стремятся использовать ОА с минимально
допустимой плотностью. При этом мини-
мальная плотность ограничивается преде-
лом, при котором пластовые флюиды начи-
нают поступать в ствол скважины. Этот
предел определяется пластовым давлени-
ем, которое возрастает с глубиной. Для пре-
дупреждения прорыва пластовых флюидов
в скважину необходимо увеличивать гидро-
статическое давление ОА за счет повыше-
ния плотности путем добавок утяжелите-
лей. Поэтому диапазон изменения плотнос-
ти ОА при бурении скважин на нефть и газ
изменяется от 1050-1060 до 2100-2600
кг/м3 и более. Регулирование плотности ОА
производится путем регулирования содер-
жания и состава твердой фазы.
Для предупреждения выбросов ОА и от-
крытого фонтанирования на устье скважи-
ны устанавливается противовыбросовое
оборудование. Основной частью противовы-
бросового оборудования является превен-
тор, который обеспечивает герметизацию
устья бурящейся скважины, регулирование
выхода ОА в циркуляционную систему, со-
здание дополнительного (при необходимос-
ти) противодавления на устье скважины и
ликвидацию осложнений, связанных с про-
явлениями высокого пластового давления.
В процессе бурения нефтяных и газо-
вых скважин глинистый раствор приготов-
ляется непосредственно на БУ, как правило,
из высококоллоидных глинопорошков.
Циркуляционная система имеет сред-
ства очистки ОА от шлама: отстойник, же-
лобную систему, вибросито, ситоконвейер,
гидроциклоны и эжекторный пескоотдели-
тель и илоотделитель.
Управление положением ствола
в пространстве
Соответствие траектории ствола сква-
жины (ТСС) заданию является одной из глав-
ных задач строительства скважины.
В настоящее время актуальность этого
процесса обуславливается увеличением объ-
емов бурения наклонно направленных и го-
ризонтальных скважин.
Основная задача бурения в процессе
проводки наклонно направленных и гори-
зонтальных скважин заключается в точном
выполнении проектного профиля скважины.
Для решения этой задачи необходимо:
- определить текущее положение забоя
скважины;
- сравнить его с проектным профилем;
- рассчитать и реализовать траекторию
выведения ствола на проектное направле-
ние или в точку вскрытия продуктивного
пласта в случае отклонения трассы скважи-
ны от расчетной.
Естественное искривление ствола про-
исходит при наличии радиального зазора
между элементами компоновки низа буриль-
ной колонны (КНБК) и стенками скважины
вследствие неравномерного разрушения за-
боя, перекоса оси долота относительно оси
скважины и возникновения поперечных сил
на долоте, способствующих фрезерованию
стенки скважины, а также в результате на-
клонного залегания пластов и перемежаемо -
сти пород по твердости.
Естественное искривление ствола мо-
жет привести к изменению зенитного угла,
азимута скважины или к одновременному
изменению зенитного угла и азимута сква-
жины. В первом случае искривление проис-
ходит в вертикальной плоскости и называет-
ся зенитным, во втором случае - в горизон-
тальной плоскости и называется азимуталь-
ным, в третьем - носит пространственный
характер и называется общим.
При существующих способах бурения
наклонно направленных и горизонтальных
скважин на нефть и газ контроль и опера-
тивное управление ТСС в процессе проводки
осуществляется забойными телеметричес-
кими системами (ЗТС).
Современная система управления про-
цессом бурения состоит из забойного и на-
земного бурового оборудования, которое об-
разует единый технический комплекс.
Забойное буровое оборудование систе-
мы управления ТСС включает:
- телеметрическую систему измерения
параметров скважины;
- устройство для направленного буре-
ния в виде КНБК, включающей отклонитель
и систему управления отклонителем;
- канал связи телеметрической систе-
мы с наземной аппаратурой.
Наземное оборудование для управле-
ния отклонителем должно включать:
- устройство для поворота и вращения бу-
рильной колонны (ротор буровой установки);
- буровые насосы;
- буровую лебедку;
- систему питания и передачи управля-
ющих решений на наземные устройства и на
забойную систему управления отклонителем.
В настоящее время разработаны и ак-
тивно применяются ЗТС с различными ка-
налами связи для передачи информации с
забоя скважины на поверхность и передачи
управляющих решений на забойную систе-
му управления отклонителем. Применяются
средства передачи информации при помощи
кабельного, электромагнитного, акустичес-
кого и гидравлического каналов связи.
В практике бурения скважин на нефть
и газ на месторождениях ряда регионов
страны успешно используются как зарубеж-
ные, так и российские забойные телеметри-
ческие системы.
Организация работ по контролю и уп-
равлению траекторией ствола скважины в
процессе ее проводки реализуется следую-
щим образом. Забойное оборудование в виде
компоновки низа бурильной колонны разра-
батывается и поставляется на буровую уста-
новку в соответствии с принятой технологи-
ей бурения управлением буровых работ. На-
земное оборудование, необходимое для уп-
равления траекторией ствола скважины,
размещается в двух комплексах: на буровой
установке и в специализированной автоном-
ной станции, оснащенной информационно-
измерительной системой (ИИС) для геолого-
технологических исследований (ГТИ).
При разработке современной БУ необ-
ходимо весь комплекс наземного оборудова-
ния ЗТС для контроля и управления траекто-
рией ствола скважины включить в состав
БУ, объединив его с комплексом управления
технологическими параметрами режима бу-
рения, ИИС ГТИ.
Технико-экономическая эффектив-
ность включения комплекса ЗТС и ИИС ГТИ
в состав БУ обуславливается следующим:
- разработка нефтяных и газовых мес-
торождений горизонтальными скважинами
существенно улучшает экономические пока-
затели: повышается нефтеотдача пласта на
2-5 %, увеличивается дебит скважин в 4-10
раз, сокращается число эксплуатационных
скважин, что сопровождается значитель-
ным природоохранным эффектом;
- бурение горизонтальных скважин
строго в соответствии с проектной траекто-
рией скважины невозможно без ЗТС;
- качественное вскрытие нефтяного
пласта горизонтальным стволом скважины
без ЗТС затруднено;
- использование различных очень до-
рогих зарубежных ЗТС, оборудованных в ав-
тономные комплексы в качестве дополнения
к буровой установке, не позволяет достигать
высоких показателей при бурении горизон-
тальных скважин;
- оснащение БУ комплексом ЗТС и ИИС
ГТИ в процессе ее изготовления не приведет
к увеличению стоимости всего объединенно-
го комплекса забойного и наземного обору-
дования по сравнению с применяемым в на-
стоящее время комплексом ЗТС и бурового
оборудования, как самостоятельных раз-
дельных комплексов.
Заканчивание скважины
Заканчивание скважины включает
следующие основные виды работ: вскрытие
продуктивного горизонта, конструктивное
оформление ствола скважины в интервале
продуктивного горизонта и изоляция его от
соседних интервалов с водоносными и про-
ницаемыми пластами, создание гидродина-
мической связи продуктивного горизонта со
скважиной, исследование продуктивных
пластов, освоение продуктивных пластов с
промышленными запасами. Заканчивание
скважины - наиболее ответственный этап её
строительства, от качества выполнения ко-
торого зависят результаты исследования
продуктивного пласта и последующая про-
изводительность скважины.
Надёжность скважины как гидротехни-
ческого сооружения зависит от качества
вскрытия продуктивного горизонта, правиль-
ности разработки конструкции скважины
для интервала продуктивного горизонта и ка-
чества изоляции этого интервала. Это один из
этапов процесса заканчивания скважины.
Вскрытие продуктивного пласта (раз-
ведуемого или эксплуатационного объекта) -
это процесс заглубления ствола скважины в
продуктивный пласт на полную его мощ-
ность или частично. Процесс бурения в про-
дуктивном пласте имеет определённую спе-
цифику. Она состоит в том, что при вскры-
тии большое значение приобретают физико-
химические процессы, которые происходят
в окрестностях ствола скважины и приводят
к образованию призабойной зоны пласта.
Основная задача при вскрытии пласта
состоит в том, чтобы не допустить сущест-
венного нарушения естественных свойств и
состояния горной породы - коллектора - и
правильно задать величину заглубления в
пласт. Её устанавливают в зависимости от
положения водонефтяного контакта, близос-
ти подошвенных вод и т, п. При бурении в
продуктивной толще должна быть обеспече-
на такая глубина вскрытия, которая гаран-
тировала бы длительную безводную эксплуа-
тацию скважины и минимальные в данных
условиях гидравлические сопротивления
при поступлении нефти или газа в скважину.
В зависимости от пластового давления,
литологического состава горной породы-кол-
лектора, его устойчивости в стенках ствола
скважины, степени насыщенности продук-
тивного пласта и т. п.. вскрывать его можно
по различным принципиальным схемам.
По одной из распространённых схем
вскрытия продуктивный пласт перекрыва-
ют обсадной колонной и затем проводят ра-
боты по восстановлению гидродинамичес-
кой связи продуктивного пласта со скважи-
ной. Для этого в заранее намеченном интер-
вале против продуктивного пласта обсадную
колонну перфорируют, т. е. в обсадных тру-
бах и цементном кольце за ними тем или
иным способом пробивают отверстия, созда-
вая каналы, которые позволяют пластовому
флюиду поступать в скважину. Этот способ
наиболее распространен в практике буре-
ния. Другие способы описаны в главе
«Вскрытие пласта».
После вскрытия продуктивного пласта
и проведения работ по изоляции его от смеж-
ных интервалов приступают к его исследо-
ванию. Исследования в нефтяных и газовых
скважинах проводят с целью выявления пер-
спективных нефтегазоносных пластов и оп-
ределения их основных характеристик. По
цели и объёму получаемой информации ис-
следования продуктивного пласта в скважи-
не принято подразделять на испытание и оп-
робование.
Под испытанием понимается ком-
плекс исследовательских работ в скважине,
которые проводят для выявления газоне фге-
насыщения пласта, получения пробы плас-
тового флюида, измерения пластового давле-
ния, определения основных гидродинамиче-
ских параметров пласта и получения исход-
ных данных для первоначальной оценки кол-
лекторских свойств исследуемого объекта.
Скважина, оборудованная в зоне про-
дуктивного пласта в соответствии с требова-
ниями его эксплуатации и давшая положи-
тельные результаты при испытании, подле-
жит освоению.
Под освоением скважины понимается
комплекс работ по вызову длительного при-
тока пластового флюида в скважину вплоть
до установившегося промышленного режи-
ма работы на оптимальном уровне. Освое-
ние скважины проводят для подготовке её к
сдаче в эксплуатацию или к консервации на
некоторый период. На этапе освоения для
повышения показателей работы пласта и
обеспечения промьгшленного притока при-
меняют (порознь или в комбинации) различ-
ные методы воздействия на пласт: физичес-
кие, механические, химические.
Вызов притока пластового флюида в
скважину достигается снижением гидроста-
тического давления столба жидкости в сква-
жине и созданием депрессии, при которой
противодавление в скважине становится ни-
же пластового давления. Приток пластового
флюида в скважину происходит под дейст-
вием энергии пласта.
Вызов притока из продуктивных плас-
тов с высоким пластовым давлением легко
достигается в результате замещения бурово-
го раствора в скважине жидкостью с мень-
шей плотностью, чаще всего водой или неф-
тью или аэрированной жидкостью.
Литература
Калинин А.Г. и др. Технология бурения
разведочных скважин на нефть и газ: Учебн.
для вузов. -М.: Недра, 1998. - 440 с.
Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий
К.М., Султанов Б.З. Бурение наклонных и
горизонтальных скважин. - М.: Недра, 1997.
-647 с.
Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справоч-
ник инженера по бурению: В 4-х кн. 2-е изд.,
перераб. и доп. - М.: Недра, 1995-1997
Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и га-
зовых скважин. - М.: Недра, 1985.
Северинчик Н.А. Машины и оборудова-
ние для бурения скважин. - М.: Недра, 1986.
-367 с.
Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение
нефтяных и газовых скважин: Учебник для
вузов. -М.: Недра, 1974. - 454 с.
Подгорное Ю.М. Эксплуатационное и
разведочное бурение на нефть и газ. - М.: Не-
дра, 1988. - 325 с.
Басаргин Ю.М., Бухатов А.И.,
Проселков Ю.М. Заканчивание скважин:.
Учеб, пособие для вузов. - М.: ООО «Недра -
Бизнес-центр», 2000. - 670 с.
РАЗРУШЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД
ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
Процесс механического бурения пред-
ставляет собой углубление забоя скважины в
результате разрушения горной породы поро-
доразрушающим инструментом - долотом.
На базе исследования закономерностей
разрушения породы элементами вооруже-
ния долот различных типов в различных ла-
бораторных, стендовых и промысловых ус-
ловиях производится выбор породоразруша-
ющего инструмента и режимно-технологи-
ческой программы бурения.
Область оптимальных режимов буре-
ния для определенной конструкции долота
выбирается на основе интегральных показа-
телей бурового процесса, таких, как проход-
ка за рейс, рейсовая скорость или стоимость
1 м проходки. В основе расчета этих интег-
ральных показателей лежит величина ско-
рости проходки, а также нормативные дан-
ные и сведения о стойкости элементов
конструкции долот.
Разрушение горных пород
под воздействием
шарошечных долот
Интегральным показателем процесса
углубления забоя при бурении является ско-
рость проходки.
Рассмотрим понятие величины скоро-
сти проходки. Очевидно, что мгновенная
скорость любой точки корпуса долота, рас-
сматриваемого как недеформируемое твер-
дое тело, не может характеризовать величи-
ну скорости проходки, так как она определя-
ется не только продвижением забоя и его из-
меняющейся конфигурацией, но и сложным
движением нижнего сечения колонны бу-
рильных труб. Таким образом, следует рас-
сматривать скорость проходки как величину
интегральную во времени и в пространстве.
Рассмотрим процесс формирования вели-
чины механической скорости на примере зуб-
чатого долота, осуществляющего разрушение
посредством поочередного вдавливания зубьев
в породу [1]. Общее продвижение поверхности
забоя представляет собой совокупность неодно-
временных и не вполне одинаковых импульс-
ных продвижений отдельных ее точек.
Скорость проходки можно определить
как среднюю скорость за время t любой про-
извольно выбранной точки забоя. В общем
виде можно записать
1 Л'(/|
v = lim-У z
где v — скорость проходки, обычно называ-
емая механической скоростью про-
ходки или бурения, чаще всего обо-
значается vM (имеется в виду прежде
всего скорость бурения неизношен-
ным долотом);
t — текущее время;
i — индекс каждого акта взаимодействия
венца долота с породой в окрестности
выбранной точки забоя;
z, — углубление выбранной точки забоя при
очередном взаимодействии зубцов
данного венца с породой в окрестности
этой точки;
N(t)—общее число ударов зубцов в окрестно-
сти выбранной точки, учитываемых
при расчете скорости проходки.
Интенсивность углубления забоя сква-
жины определяется, в первую очередь, меха-
низмом разрушения горной породы в гидро-
статических условиях залегания при буре-
нии глубоких скважин, динамическим ха-
рактером взаимодействия зубцов с породой,
а также условиями фильтрации промывоч-
ного раствора в поверхность забоя.
Процесс разрушения горной породы
включает три стадии:
- упругая деформация;
- остаточная деформация;
- отделение части породы от массива.
В зависимости от свойств породы и ус-
ловий разрушения определяют три механиз-
ма разрушения [2].
По первому механизму разрушение
начинается в зоне контура контактной пло-
щадки при сравнительно малой нагрузке на
зубец. Оно имеет характер хрупкого отрыва на
площадках, перпендикулярных к свободной
поверхности полупространства. В результате
на поверхности образуется кольцевая трещи-
на отрыва, охватывающая контактную пло-
щадку. Она имеет вид расходящегося конуса,
кругового или эллиптического.
Коническая трещина разделяет верх-
нюю часть полупространства на две области:
усеченный конус и окружающую его консоль.
Заключительная стадия процесса разруше-
ния состоит в отделении консоли путем пере-
дачи на нее части давления от зубца через
материал конуса. Отделению консоли пред-
шествует полное или частичное разрушение
материала конуса, приводящее к увеличе-
нию доли внешнего давления, передаваемого
на консоль. Это давление со стороны конуса
приводит к изгибу консоли и появлению на
внутренней поверхности растягивающих на-
пряжений, под действием которых образует-
ся трещина отрыва, чаще всего нормальная к
конической трещине и выходящая на по-
верхность полупространства под малыми уг-
лами к последней (рис. 3.1 ,а).
Рис. 3.1. Первый (а) и второй (б) механизмы
разрушения горных пород
Хрупкий характер разрушения прояв-
ляется в скачке нагрузки на зубец в момент
отделения консоли. При развитии несколь-
ких трещин отрыва могут происходить два и
более скачков разрушения в течение одного
акта контакта зубца с забоем.
Значительная группа горных пород,
таких, как кварцит, доломиты, песчаники,
некоторые известняки, разрушаются по пер-
вому механизму.
На аншлифах (шлифованный осевой
разрез образца) шокшинского кварцита
(рис. 3.2) и песчаника (рис. 3.3) ясно видны
конусные трещины, простирающиеся в
глубь образца от контактной площадки.
Рис. 3.2. Аншлиф шокшинского кварцита
Рис. 3.3. Аншлиф песчаника
В ряде пород первый механизм разру-
шения или совсем не развивается или, начав
развиваться, затухает, и дальнейшее разру-
шение происходит по второму механизму,
при котором коническая трещина не разви-
вается, поскольку на контуре площадки кон-
такта растягивающие напряжения в некото-
рых породах вместо того, чтобы увеличи-
ваться с ростом давления на зубец, начина-
ют уменьшаться из-за увеличения объема
сжатой породы непосредственно под пло-
щадкой контакта. Типичным представите-
лем таких материалов является мрамор.
При наличии дифференциального дав-
ления на поверхности забоя по второму ме-
ханизму могут разрушаться те породы, кото-
рые в атмосферных условиях разрушаются
по первому.
Суть второго механизма заключается
в следующем. По мере увеличения нагрузки на
зубец под площадкой контакта развивается
зона необратимых деформаций (пластические
деформации и микротрещиноватость зерен,
потеря связности между ними и т.д.). Назовем
ее зоной предразрушения. При малых нагруз-
ках эта зона локализуется в окрестностях кон-
тура площадки, а по мере роста нагрузки раз-
вивается в глубь массива, принимая в конце
концов форму овального ядра. В результате
полупространство разделяется на две части:
предразрушенное ядро и окружающую его уп-
ругую консоль. При этом заключительная ста-
дия процесса разрушения аналогична тако-
вой при первом механизме. По мере накопле-
ния структурных изменений в материале ядра
оно начинает передавать давление зубца на
консоль в возрастающей степени, в результате
чего консоль отламывается и процесс разру-
шения завершается (см. рис. 3.1,6).
На рис. 3.4 представлена схематическая
картина последовательных стадий разруше-
ния породы под зубцом долота при вдавлива-
нии. Здесь: зона I - ядро предразрушения, рас-
пространяющееся в глубь породы при увели-
чении нагрузки; зона II - сеть микротрещин в
переходной области от зоны I к зоне III, грани-
ца между зонами I и II достаточно условна; зо-
на III - упругая консоль, ограниченная трещи-
ной отрыва, наблюдается только при нагруз-
ках, близких к критической нагрузке разру-
шения для данной породы; зона IV характерна
наличием трещин скалывания в направле-
нии, близком к вертикальному, она проявля-
ется уже при малых нагрузках на зубец; зона V
- система трещин отрыва, идущих от угла зуб-
ца наружу под углом приблизительно 45° к
вертикали, наблюдается при малых нагруз-
ках; зона VI - участок непосредственно под
контуром контактной площадки характеризу-
ется полностью раздробленной породой.
Рис. 3.4. Схема развития процесса разрушения
На рис. 3.5 показан пример реализации
второго механизма разрушения для золенго-
фенского известняка. На нем хорошо видны
и предразрушенное ядро (зона I), консольная
часть (зона III) с сетью трещин (зона II), не-
сколько вертикальных трещин (зона IV) и
мелкораздробленная зона VI.
Забойные и режимные параметры могут
оказать существенное влияние на характерис-
тики сопротивляемости горных пород внедре-
нию в них породоразрушающих элементов. К их
числу относятся давление на поверхность поро-
ды промывочного раствора и изменяющаяся
скорость взаимодействия элементов с забоем.
Рис. 3.5. Аншлиф золенгофенского известня-
ка. Нагрузка 105—110 кН/см2
Наличие давления промывочного рас-
твора в призабойной зоне, его взаимодейст-
вие с жидкостью, заполняющей поры горной
породы, боковое горное давление окружаю-
щего массива могут оказывать значительное
влияние на качественные и количественные
характеристики процесса разрушения поро-
ды и на механизм этого процесса.
Выше были рассмотрены два основных
типа разрушения горных пород, встречающих-
ся при атмосферных условиях. При наложении
пространственной комбинации давления рас-
твора, порового давления и бокового сжатия на
разрушаемую область (в дальнейшем будем на-
зывать эту комбинацию «всесторонним сжати-
ем») хрупкое разрушение в ряде случаев сменя-
ется пластическим. Вместо растягивающих
напряжений основную роль начинают играть
касательные. Следовательно, любая порода,
дающая разрушение по первому механизму в
атмосферных условиях, на забое глубокой сква-
жины начнет разрушаться по второму меха-
низму. Изменение типа механизма разруше-
ния весьма невыгодно, так как образование ко-
нической трещины облегчает осуществление
заключительной стадии — отделение породы
от массива. Таким образом, можно сказать, что
при некоторой величине всестороннего давле-
ния существует только второй механизм, свя-
занный с образованием более или менее значи-
тельного ядра предразрушения.
Очевидно, что здесь значительную роль
играет перепад между гидростатическим
давлением раствора в призабойной зоне
скважины ргс и давлением поровой жидкости
рп (пластовым рпл), который растет с увеличе-
нием всестороннего давления. Давление,
обуславливающее статические силы, удер-
живающие шлам на забое, принято называть
дифференциальным давлением на забое Ар.
Ар = ргс - р„ (рпл)
При наличии дифференциального дав-
ления внешнее давление на консоль препят-
ствует ее выходу, что приводит к существен-
ному увеличению максимальных нагрузок,
необходимых для реализации каждого скач-
ка. Кроме того, давление, удерживающее
консоль от выкола, препятствует уменьше-
нию нагрузки между скачками. Поскольку в
практике удельные давления на зубец могут
оказаться недостаточными, вполне возмож-
но, что будет реализована только часть необ-
ходимой для выкола нагрузки, иногда даже
неполный первый скачок. В этом случае
принято говорить о так называемом устало-
стном разрушении горной породы.
Рис. 3.6. Аншлиф среднезернистого песчани-
ка. Вдавливание зубца в среде известково-
глинистого раствора при всестороннем давле-
нии 5 кН/см2. Контактное давление 590 кН/см2
Рис. 3.7. Аншлиф мрамора. Вдавливание
зубца в среде глинистого раствора при все-
стороннем давлении 10 кН/см2. Максималь-
ное контактное давление 250 кН/см2; макси-
мальная глубина внедрения 4 мм
При дальнейшем возрастании всесто-
роннего сжатия в ходе протекания второго
механизма разрушения возникают сущест-
венные изменения. Они в основном сводятся
к некоторому изменению конфигурации ядра
предразрушения. Это изменение неодинако-
во для разных пород и при разных комбина-
циях компонентов всестороннего сжатия, но
общий его характер сводится к тому, что глу-
бина ядра предразрушения уменьшается, а
диаметр увеличивается (рис. 3.6, 3.7).
Иными словами, ядро как бы сплющи-
вается к поверхности. При этом существенно
увеличивается удельная нагрузка на зубец,
необходимая для формирования этого ядра,
причем для более крепких горных пород изме-
нение необходимой удельной нагрузки не
столь существенно. Ясно, что с увеличением
всестороннего давления уменьшается объем
предразрушенной зоны и растет необходи-
мая для ее образования нагрузка, но общий
характер этой стадии процесса разрушения
качественно остается таким же, как при вто-
ром механизме при атмосферных условиях.
Зато в заключительной стадии процесса раз-
рушения наличие всестороннего сжатия мо-
жет привести к решающим качественным из-
менениям. Когда давление на консоль, окру-
жающую контактную площадку, оказывается
достаточным для ее вылома, действие этих
внутренних сил подавляется дифференци-
альным давлением. В связи с этим становит-
ся очевидной роль проницаемости призабой-
ного слоя породы, обусловленной как естест-
венной пористостью, так и трещиноватос-
тью, возникшей в процессе взаимодействия с
зубцом. Разумеется, вопрос о действительной
величине перепада давлений с внешней и
внутренней сторон консоли в большой степе-
ни зависит от свойств промывочного агента.
Лишь небольшая часть нагрузки на зубец
передается через раздробленную породу на уп-
ругую консоль и выламывает ее. Но, чтобы
произвести вылом консоли, поддерживаемой
перепадом давлений, нужно значительно уве-
личить внешнюю нагрузку на зубец. В процес-
се этого возрастания нагрузки ядро предразру-
шения увеличивается и становится больше,
чем при атмосферных условиях. Зубец замет-
но внедряется в массив породы, и вытесняе-
мый им раздробленный материал приподни-
мает все еще упругую консоль (рис. 3.8).
Таким образом, при весьма высоком
всестороннем давлении возникает третий
механизм разрушения, при котором зубец
глубоко внедряется в породу, вокруг него и
под ним развивается небольшая зона раз-
дробленного материала, и в конце концов мо-
жет произойти вылом консоли (см. рис. 3.8).
Но для этого требуется весьма значительная
осевая нагрузка. Правда, и размеры выло-
манной консоли должны быть очень велики,
так как она начинается довольно глубоко, ни-
же основания внедрившегося зубца.
Практически в большинстве реальных
вариантов бурения не представляется воз-
можным осуществить нагрузку на долото,
достаточную для того, чтобы его зубцы осу-
ществляли третий механизм разрушения.
Поэтому вместо отделения породы от масси-
ва на забое образуются более или менее глу-
бокие отпечатки зубцов долота, ибо при каж-
дом отдельном акте взаимодействия процесс
разрушения не достигает реализации перво-
го скачка разрушения (рис. 3.9).
Рис. 3.9. Аншлиф тонкозернистого песчаника.
Вдавливание зубца в водной среде при всесто-
роннем давлении 10 кН/см2
При бурении шарошечными долотами
со смещением на зубец наряду с ортогональ-
ной забою нагрузкой вдавливания N дейст-
вует и сдвигающая нагрузка параллельно за-
бою Т. Эта сила делает картину разрушения
асимметричной, сдвинутой в сторону дейст-
вия Т. Аналогичный характер разрушения,
но с наложением механизма резания прояв-
ляется при работе долот режущего типа с ал-
мазно-твердосплавными резцами (АТР).
Механизм разрушения
горных пород при воздействии
долот режущего-скалывающего
типа (долота типа Стратапакс)
Разрушение хрупких пород при непре-
рывном движении под нагрузкой алмаза или
алмазно-твердосплавного резца (АТР) проис-
ходит дискретно (скачкообразно) путем скола
частиц определенной формы и размера [3].
Особенностью процесса разрушения пород
АТР является образование ядра разрушения и
распространение опережающих трещин пе-
ред режущим элементом (рис. 3.10). Поэтому
термин «резание» не совсем точно отражает
механизм разрушения породы при работе
АТР, и его целесообразней охарактеризовать
как режуще-скалывающее действие. Дискрет-
ный процесс разрушения породы АТР можно
представить как совокупность непродолжи-
тельных по времени актов резаний, сопровож-
даемых сколами породы и образованием тре-
щин и выколов по мере перемещения АТР.
Рис. 3.10. Механизм деформирования и трещи-
нообразования в горной породе под резцом:
а - при преобладании вертикальной состав-
ляющей силы резания N;
б - при преобладании горизонтальной со-
ставляющей силы резания Т
Процесс разрушения горных пород АТР
[3,5] аналогично шарошечным долотам со-
провождается формированием ядра пред-
разрушения, характеристики которого опре-
деляются помимо свойств породы такими
факторами, как коэффициент трения пары
«режущий элемент-порода», форма и разме-
ры АТР, угол резания, а также осевая нагруз-
ка. Но дополнительно к этому перед резцом
образуются и развиваются опережающие
трещины сдвига [4], определяющие эффек-
тивность разрушения горных пород АТР.
Ядро предразрушения и опережающие
трещины при работе АТР формируются только
в условиях сжатия, создаваемого впереди внед-
ренного в горную породу и перемещающегося
относительно нее АТР. При этом за резцом со-
здается зона растяжения горной породы, что
способствует уменьшению ее сопротивляемос-
ти разрушению. Ввиду относительно большой
удаленности резцов друг от друга в рядах на ра-
бочей поверхности долота порода успевает вос-
становить свои прочностные свойства за время
релаксации напряжений, и состояние растя-
жения породы не используется, те. каждый ре-
зец работает по целику породы. Другими слова-
ми, часть работы АТР, затраченная на растя-
жение породы в зоне за ним, не используется.
Повысить эффективность разрушения
крепких пород резцами АТР возможно путем
изменения их геометрии таким образом,
чтобы поликристаллическая алмазная плас-
тина имела ступенчатый профиль с мень-
шим вылетом передней ступени (рис. 3.11).
При перемещении такого резца относи-
тельно горной породы передняя ступень 1 с
меньшим вылетом создает сзади себя усло-
вия растяжения, благоприятные для разви-
тия опережающих трещин, инициирован-
ных работой задней ступени 2, формируя си-
стему взаимодействующих, сдвинутых по от-
ношению друг к другу трещин. Таким обра-
зом, эффект растяжения горной породы, про-
изведенный работой передней ступени, ис-
пользуется при воздействии задней [5].
Взаимодействие режущих кромок начи-
нается при сближении их зон предразруше-
ния. При уменьшении расстояния между дву-
мя параллельно и с одинаковой скоростью
движущимися кромками наблюдается срыв
гребня целиковой породы, разделяющего бо-
розды, образуемые кромками. Это происхо-
дит при достаточном взаимном перекрытии
зон предразрушения и достижении некото-
рых критических значений напряжений.
Теоретический расчет силовых нагру-
зок, действующих на кромки обеих ступе-
ней, и экспериментальные исследования зон
разрушения под ступенчатыми АТР различ-
ной конструкции позволили определить оп-
тимальные конструктивные параметры рез-
цов со ступенчатым профилем.
Рис. 3.11. Ступенчатый резец:
1 - передняя ступень,
2 - задняя ступень, 5 - расстояние между ра-
бочими кромками ступеней
Другим результатом подробного исследо-
вания процесса разрушения пород стала раз-
работка нового подхода к установке резцов на
периферии и в центре долота. Он связан с тем,
что механизм разрушения забоя резцами, на-
ходящимися на различных радиусах долота,
т.е. на периферии и в центральной части, суще-
ственно разный. Периферийные резцы разру-
шают породу, преимущественно, режуще-ска-
лывающим действием, а центральные - вдав-
ливающе-скалывающим, аналогично зубкам
шарошечных долот. Это происходит по той
причине, что углы наклона спиральнй траекто-
рии, по которой углубляются резцы в поверх-
ность забоя на периферии и в центре, сущест-
венно различны: на периферии забоя резцы
работают по длинной пологой спирали, а в цен-
тре - по крутой и короткой (рис. 3.12). Именно
этот факт и вызывает различие в механизме
разрушения, так как по-разному развиваются
ядро предразрушения под резцом и процесс
трещинообразования. В то же время на тради-
ционных долотах угол установки резцов, нахо-
дящихся на различных радиусах долота, или
одинаков, или весьма мало отличается. Если
для периферийных резцов принятый отрица-
тельный угол является, как правило, действи-
тельно эффективным, то для тех, которые нахо-
дятся ближе к центру долота, тот же угол уста-
новки становится абсолютно неэффективным,
поскольку он никак не привязан к той реальной
крутой траектории спирали, по которой резец
работает в действительности. В результате
центральные резцы работают под значительно
меньшими к траектории своего движения угла-
ми, чем это необходимо для эффективного раз-
рушения породы. Более того, для резцов, нахо-
дящихся в центральной части долота, возмож-
ны ситуации, когда разрушение забоя осуще-
ствляется не рабочей кромкой резца, а подлож-
кой или другими его элементами, не предназ-
наченными для взаимодействия с породой, что
тормозит углубление долота. Именно это явле-
ние может быть причиной слома центральных
резцов, что нередко имеет место в практике бу-
рения долотами АТР. Кроме того, работа, в ос-
новном, центральных резцов под углами к сво-
ей траектории движения, не соответствующи-
ми эффективным параметрам разрушения за-
боя, является причиной не только их возмож-
ной поломки, но и дополнительных динамичес-
ких нагрузок на долото.
Избежать этого явления или, по мень-
шей мере, существенно снизить его отрица-
тельное влияние можно весьма простым спо-
собом, а именно увеличивая угол установки
резцов от периферии долота к его центру. При
этом оптимальный угол установки выбирает-
ся исходя из особенностей механизма разру-
шения для заданного типа разбуриваемой по-
роды. Однако при любых эффективных на-
чальных углах установки главным требовани-
ем является их сохранение для каждого ряда
резцов, находящихся на одном радиусе (вен-
це), не относительно поверхности забоя, как
это, как правило, делается, а относительно
реальной траектории спирали, по которой
этот резец работает в действительности.
Рис. 3.12. Изменение угла наклона резцов по ра-
диусу забоя:
1 - эффективный угол атаки пластины относительно
реальной траектории углубления; 2 - углы атаки
пластин относительно реальной траектории углуб-
ления для резцов на различных венцах в обычных
долотах; 3 - линейная развертка спиральной траек-
тории углубления резца; 4 - горизонтальный уро-
вень забоя; 5 - стенка скважины; 6 - ось долота;
h - углубление долота за время t
Режимы разрушения забоя
Влияние осевой нагрузки Ро на величи-
ну механической скорости vM показано гра-
фически на рис. 3.13. Здесь область I - зона
малых осевых нагрузок, где происходит по-
верхностное разрушение (истирание);
область II - происходит откалывание кусоч-
ков породы, заметно растет vM; область III -
удельная контактная нагрузка превышает
предел прочности пород, происходит объем-
ное разрушение породы. При идеальной про-
мывке эта линия была бы прямой - линия 1,
при несовершенной промывке - линия 1а; ес-
ли увеличить скорость истечения жидкости
из насадок долота, то получим линию 16.
В области I горная порода разрушается
преимущественно истиранием, абразивным
изнашиванием, микровыкалыванием, смя-
тием и сдвигом отдельных неровностей, ве-
личина которых на порядок меньше объема
зубьев. Эта область характерна для бурения
очень твердых пород при недостаточной осе-
вой нагрузке или при бурении пород сред-
ней твердости алмазными долотами с боль-
шой площадью контакта. Скорость бурения
при этом мала (от доли метра до 3 м /ч). Необ -
ходимый расход промывочной жидкости в
этой области невелик.
Рис. 3.13. Зависимость vM = f(Ро)
Далее наблюдается усталостное разру-
шение (область II). Для этой области харак-
терно получение объемного выкола лишь че-
рез несколько циклов воздействия зубьев на
один и тот же участок забоя. Поверхностное
разрушение при этом имеет подчиненное
значение. Очень твердые породы в высоко-
оборотном бурении шарошечными долотами
разбуриваются преимущественно в устало-
стной зоне и в области первого скачка разру-
шения. Механическая скорость не превыша-
ет в этом случае десятка метров в час.
Область III - зона объемного разруше-
ния, при котором удельные энергозатраты
на разрушение единицы объема породы су-
щественно ниже, чем в первых двух облас-
тях, а механическая скорость выше.
С изменением частоты вращения п ме-
няется число поражений забоя зубьями шаро-
шечного долота. При этом проходку за один
оборот Д для всех типов долот можно выра-
зить через механическую скорость в виде
vM = Д.п.
Рис. 3.14. Зависимость vM = f(n):
1 - при бурении упругопластичных пород ша-
рошечными долотами;
2 - при бурении твердых и хрупких пород ал-
мазными долотами
На рис. 3.14:
прямая 1 - A=const при различном п, что ха-
рактерно для твердых, хрупких пород
при бурении, как правило, алмазными
долотами;
2 - кривая зависимости A=f(n) при бурении
упругопластичных пород и особенно
пластичных пород шарошечными до-
лотами. До точки А (пкр|) происходит
рост А и vM при повышении п. Далее до
точки В (пкр|) - снижение А, но величи-
на п еще продолжает увеличиваться.
За точкой В (пкр2) с ростом п А и vM сни-
жаются. Снижение vM за точкой В про-
исходит вследствие того, что с ростом
п уменьшается время контакта зуба с
породой, возрастает скорость удара зу-
ба о породу, несколько увеличивается
динамическое сопротивление разру-
шению, снижается проявление плас-
тических свойств породы, возрастают
колебания бурильной колонны, изме-
няется характер движения бурового
раствора на забое, увеличивается рас-
ход мощности на холостое вращение.
Непрерывная циркуляция бурового
раствора при бурении должна обеспечить
чистоту забоя и ствола скважины, охлажде-
ние долота, способствовать эффективному
разрушению породы.
Влияние расхода раствора на механиче-
скую скорость бурения можно видеть из рис.
3.15, показывающего, что пока не обеспечи-
вается своевременное и полное удаление
шлама и пока долото новое, механическая
скорость повышается с увеличением расхода
жидкости почти прямолинейно (область I).
Рис. 3.15. Зависимость vM = f(Q)
После достижения практически доста-
точного расхода Qg механическая скорость все
еще может возрастать, но уже очень медленно
(участок II) вследствие лучшего охлаждения до-
лота, лучшей очистки забоя и долота, сниже-
ния количества шлама в растворе, уменьше-
ния плотности раствора в кольцевом канале и
гидростатического давления на забой. При
дальнейшем возрастании расхода до Q,nax и бо-
лее начинает преобладать повышение потерь
напора на преодоление гидравлических сопро-
тивлений в кольцевом канале, общее гидравли-
ческое давление на забой возрастает и механи-
ческая скорость бурения снижается. Практи-
чески эта область III достигается редко.
Рис. 3.16. Зависимости механической скоро-
сти бурения vM от свойств бурового раствора:
а - плотности р; б - содержания твердой фа-
зы; в - водоотдачи В; г - условной вязкости Т
Влияние основных свойств бурового
раствора на механическую скорость бурения
можно наглядно проследить из графиков,
представленных на рис. 3.16, показываю-
щих закономерное затухающее снижение
механической скорости бурения vM с ростом
плотности р, содержания твердой фазы и ус-
ловной вязкости раствора, а также незначи-
тельное прямолинейное возрастание с уве-
личением водоотдачи.
Литература
1. Эйгелес Р.М., Стрекалова Р.В. Расчет
и оптимизация процессов бурения скважин.
-М.: Недра, 1977. -200 с.
2. Эйгелес Р.М. Разрушение горных по-
род при бурении. -М.: Недра, 1970. - 232 с.
3. Кагарманов Н.Ф., Сакаев Р.М. Меха-
низм разрушения горных пород алмазно-твер-
досплавными буровыми разрушителями не-
прерывного режуще-скалывающего действия:
Материалы V Всесоюзной научно-технической
конференции «Разрушение горных пород при
бурении скважин» Уфа, 1990, т.1. -С 34-36.
4. Черепанов Г.П. Механика разруше-
ния горных пород в процессе бурения. -М.:
Недра, 1987. -356 с.
5. Гусман А.М. Совершенствование до-
лот типа Стратапакс для бурения в твердых
и крепких породах/ / Нефтегазовые техноло-
гии. №1, январь-февраль. 2000.
ПРОМЫВКА ЗАБОЯ И СТВОЛА
БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ
Особенностью разрушения горных по-
род при бурении скважин является то, что
это разрушение происходит в условиях воз-
действия на забой горного, гидростатичес-
кого и пластового давлений. Изменение со-
отношения между значениями этих давле-
ний в значительной степени определяет эф-
фективность процессов разрушения и очи-
стки забоя. При этом механизм воздейст-
вия на эти процессы горного, гидростатиче-
ского и пластового давлений существенно
различается.
В атмосферных условиях образцы оди-
наковых пород, поднятые с различных глу-
бин, разбуриваются практически с одинако-
вой весьма высокой скоростью. Следова-
тельно, объяснить изменение механической
скорости бурения лишь упрочнением гор-
ных пород нельзя.
Установлено, что снижение скоростей
проходки с углублением скважины в значи-
тельной степени определяется ухудшением
условий отрыва шлама от поверхности забоя,
что обусловлено ростом дифференциального
давления на забой, т.е. разности между гидро-
статическим давлением столба жидкости и
давлением в пласте.
С увеличением дифференциального
давления происходит переход от эффектив-
ного хрупкого или объемного разрушения к
малоэффективному, так называемому «псев-
допластичному» разрушению горных пород.
Суть этого явления заключается в следую-
щем. При превышении предельного контакт-
ного напряжения между зубом долота и поро-
дой происходит внедрение зуба в породу и об-
разование вокруг него лунки, заполненной
частицами разрушенной породы. При отсут-
ствии или весьма незначительном противо-
давлении на забой происходит достаточно
быстрый вынос разрушенной породы из лу-
нок рабочим агентом и работа зуба долота, в
основном, по целику породы.
Уменьшение дифференциального дав-
ления влечет за собой непрерывное увеличе-
ние механической скорости бурения. При
отрицательных дифференциальных давле-
ниях отмечено увеличение механической
скорости бурения как с неизменной, так и с
повышенной интенсивностью.
Изменение дифференциального давле-
ния тем заметнее сказывается на величине
механической скорости бурения, чем боль-
ше осевая нагрузка на долото.
Переход от промывки скважин глинис-
тым раствором к промывке водой влечет за
собой значительное улучшение технических
показателей бурения.
При промывке глинистым раствором
в результате непрерывной фильтрации во-
ды из раствора в трещиноватую зону под
долотом, а также в поры проницаемых по-
род на забое образуется глинисто-шламо-
вая подушка, которая затрудняет отделе-
ние от поверхности забоя частиц шлама и
смягчает ударное воздействие зубьев доло-
та на породу.
Глинистая корка на забое способна
воспринимать значительный перепад дав-
ления, что увеличивает воспринимаемое
забоем дифференциальное давление, пре-
пятствует фильтрации глинистого раствора
в зону разрушения и затрудняет процесс
выравнивания давления над и под части-
цей шлама.
Протекание этого процесса зависит от
свойств жидкости и, в первую очередь, от ее
вязкости.
Таким образом, резкое улучшение ме-
ханических показателей бурения при пере-
ходе на промывку скважин водой может
быть объяснено следующими основными
факторами:
а) отсутствием глинистой корки;
б) снижением дифференциального дав-
ления на забой за счет меньшего, нежели у
глинистого раствора, удельного веса;
в) улучшением условий фильтрации,
т.е. выравнивания давления над и под части-
цей разрушенной породы вследствие значи-
тельно меньшей вязкости воды.
Обоснованное и целенаправленное уп-
равление процессом очистки забоя буря-
щейся скважины может быть осуществлено
только на принципах управления тремя раз-
личными по своей физической природе про-
цессами очистки, а именно:
• очистки поверхности забоя, представ-
ляющей собой процесс отделения частиц раз-
рушенной породы, прижатой дифференциаль-
ным давлением, от неразрушенной и предраз-
рушенной поверхности забоя и перевод их во
взвешенное состояние (1-й процесс очистки):
• очистки призабойной зоны, представ-
ляющей собой процесс выноса отделенных
от поверхности забоя частиц шлама в за-
трубное пространство над долотом (2-й про-
цесс очистки):
• очистки вооружения долота, пред-
ставляющей собой процесс предотвращения
возникновения и ликвидации сальника на
межвенцовых и межзубцовых пространст-
вах буровых шарошечных долот, сальник об-
разуется за счет налипания и запрессовки в
эти пространства разбуриваемой породы (3-
й процесс очистки) [1].
Доминирующее влияние того или иного
процесса очистки предопределяется кон-
кретными горно-геологическими условиями
разбуриваемого интервала и характером об-
разующегося шлама. При этом выбираемая
схема промывки бурового долота определя-
ется тем процессом, который в данных усло-
виях протекает в наименее благоприятных
условиях и потому в наибольшей степени ог-
раничивает показатели работы долот. Из
этого положения следует, что схема промыв-
ки должна соответствовать конкретным гор-
но-геологическим условиям, аналогично то-
му, как это имеет место при выборе вооруже-
ния долота.
Первый процесс очистки является до-
минирующим при повышенных дифферен-
циальных давлениях, утяжеленных глинис-
тых растворах в средних и твердых породах.
Второй процесс очистки является до-
минирующим при небольших глубинах в от-
носительно крепких породах, в особенности
при промывке водой.
Третий процесс очистки является до-
минирующим в мягких вязких породах при
относительно небольших глубинах.
Струйное воздействие на забой, которое
имеет место при использовании гидромони-
торных долот, весьма положительно влияет на
первый процесс очистки забоя. Это объясня-
ется наличием интенсивных поперечных по-
токов промывочной жидкости, которые явля-
ются основным фактором, обеспечивающим
отделение шлама от поверхности забоя [2].
При бурении в мягких и вязких породах
основной проблемой является не столько
очистка непосредственно поверхности за-
боя, сколько очистка вооружения долота, т.е.
освобождение его от сальника. В этих усло-
виях повышенная интенсивность потоков
промывочной жидкости в зоне самого долота
положительно сказывается на предотвраще-
нии сальникообразования. Это представля-
ет собой вторую положительную сторону ис-
пользования гидромониторных долот. При-
чем следует отметить, что именно в мягких и
вязких породах получены наибольшие при-
ращения проходок на гидромониторное
долото по сравнению с долотами, имеющи-
ми обычное центральное отверстие.
Разрушающая способность струй и во-
оружения долота абсолютно несоизмеримы.
Более того, даже незначительное струйное
разрушение при обычном бурении в прин-
ципе не может быть реализовано, поскольку
механическое разрушение забоя зубом до-
лота многократно опережает струйное раз-
рушение. Только при превышении опреде-
ленных критических значений прочности
породы начинает осуществляться эффек-
тивное струйное разрушение целика, что
даже в мягких породах имеет место при ско-
ростях истечения порядка 300 м/с, а в более
твердых породах - свыше 400-500 м/с [3],
т.е. при скоростях, недостижимых в обыч-
ном бурении. Именно то, какой из механиз-
мов разрушения является первичным или
опережающим, и предопределяет или меха-
ническое, или струйное разрушение целика
забоя. Таким образом, при обычном механи-
ческом бурении струи жидкости мог ут обес-
печивать только интенсификацию 1-го про-
цесса очистки забоя, но никак не его разру-
шение, а в мягких породах основное назна-
чение гидравлики состоит в обеспечении
«агрессивности» т.е. эффективной очистке
вооружения долота.
Сальник на вооружении долота обра-
зуется, по сути дела, на самом забое, а не
«наматывается», как это нередко считают, в
зоне долота. При выходе зубьев долота из
целика забоя вязкая и склонная к адгезии
порода остается в межзубцовых простран-
ствах, и при каждом следующем обороте
шарошки происходит последовательная за-
прессовка шлама в указанных пространст-
вах. Для того, чтобы этого явления не про-
исходило, необходимо прямое струйное воз-
действие или воздействие отраженных от
забоя потоков на межзубцовое пространст-
во шарошек [4].
Таким образом, эффективность гидро-
мониторных долот объясняется, в основном,
двумя факторами: интенсификацией отделе-
ния шлама от забоя (1-й процесс) и в некото-
рой степени предотвращением сальникооб-
разования на долоте (3-й процесс).
Установлено далее, что обычная гидро-
мониторная схема промывки долота с тремя
насадками не обеспечивает сколько-нибудь
удовлетворительного протекания второго
процесса очистки забоя [5]. Вращающиеся
струи промывочной жидкости создают прак-
тически непреодолимую преграду для выноса
шлама через проемы между его лапами.
Шлам интенсивно отражается снова на забой
и подвергается вторичному измельчению как
на забое, так и в зазоре между спинками лап и
стенкой скважины. В результате вторичному
измельчению подвергается более трех чет-
вертей шлама, подлежащего выносу из при-
забойной зоны в затрубное пространство.
Этот результат является не только самым худ-
шим среди всех схем, но и значительно усту-
пает схемам, давшим соответственно второй
и третий результат (см. табл. 4.1). Здесь под
вторичной измельчаемостью шлама и пони-
мается отношение веса измельченных частиц
к общему весу всей пробы шлама [5].
Это означает, что в тех случаях, когда
процессы отделения шлама от поверхности
забоя (1-й процесс) и очистка вооружения
долота (3-й процесс) протекают удовлетво-
рительно и без применения струйного воз-
действия, не следует применять обычные ги-
дромониторные долота.
Такие условия имеют место, например,
при промывке скважин водой в относитель-
но крепких, в частности в карбонатных по-
родах. Именно в таких условиях происходит
проводка скважин, например, на месторож-
дениях Башкирии и Татарии, а также в ряде
других нефтяных районов страны, где доми-
нирующим является 2-й процесс очистки
забоя.
Одним из возможных путей интенси-
фикации как 1-го, так и 2-го процессов очи-
стки забоя является применение гидромони-
торных долот с удлиненными насадками.
Второй возможностью улучшения ус-
ловий выноса шлама при симметричной схе-
ме промывки гидромониторного долота яв-
ляется использование долот с отверстиями в
лапах. В этом случае остаются практически
все положительные стороны обычной гидро-
Таблица 4.1
Сводная таблица уровней вторичной измельчаемости шлама при различных промывочных
устройствах шарошечных долот
Схема промывочных устройств трехшарошечного долота Общий уровень измельча- емости Измельчаемость по диапазонам скоростей вращения долота, об/мин
50-200 200-600
2 удлиненные периферийные насадки и центоальная насалка 21,2 18,2 24,1
3 удлиненные периферийные насадки и центральная насадка 24,7 16,1 33,2
2 периферийные насадки на долоте с отверстиями в лапах 25,9 22,3 29,6
2 периф. удлиненные насадки на долоте с отверстиями в лапах 26,2 21,9 30,5
2 периферийные удлиненные насадки 27,7 23,0 32,4
периферийная вертикальная насадка на долоте с асимметричным оасположением шаоошек 29,8 29,3 30,5
периферийная удлиненная насадка 29,9 22,9 36,3
Центральное промывочное отверстие 30,35 17,0 43,7
Центральная насадка 33,25 33,9 32,6
2 обычные периферийные насадки 43,15 37,8 48,5
3 периферийные удлиненные насадки на долоте с отверстиями в лапах 44,55 39,5 49,6
1 обычная периферийная насадка 48,7 48,4 49,6
3 обычные периферийные насадки на долоте с отверстиями в лапах 50,2 43,8 56,6
3 периферийные удлиненные насадки 60,5 53,8 67,2
3 обычные периферийные насадки 80,4 79,5 81,3
мониторной промывки, но обеспечивается
дополнительный канал связи центральной
области забоя с затрубным пространством
для выноса шлама.
Наиболее значительное улучшение ус-
ловий выноса шлама при использовании ги-
дромониторных долот может быть получено
при асимметричных схемах промывки, т.е.
при использовании в трехшарошечном гид-
ромониторном долоте не трех, как обычно, а
двух или только одной насадки [5,7,6].
В настоящее время, когда проходки на
одно долото составляют зачастую сотни
метров и, как следствие, осуществляется
разбуривание пород с различными физи-
ко-механическими свойствами, особое зна-
чение приобретает универсализация схем
промывки.
Это в свою очередь предопределяет тот
факт, что в течение одного рейса долота из-
меняются и условия очистки забоя. При
этом происходит перераспределение вклада
отдельных процессов очистки в общую эф-
фективность очистки забоя, являющуюся
результатом суммарного влияния трех ука-
занных функций очистки.
Вместе с тем, в ряде случаев обычная
асимметричная схема промывки не дает по-
ложительных результатов.
Так, при чрезвычайно низких скоро-
стях проходки, также обусловленных геоло-
го-техническими условиями проводки сква-
жины, в частности, прочностными свойства-
ми горных пород, глубиной залегания интер-
вала и др., когда механическая скорость на-
ходится на уровне 1 -2 м/ч и менее, имеет ме-
сто поверхностное разрушение забоя. Это
приводит к тому, что образующийся на забое
шлам представлен столь мелкими (пылевид-
ными) фракциями, что вынос его в затрубное
пространство не может вызвать каких бы то
ни было затруднений, т.к. он успешно транс-
портируется даже в «завесе» долота. В связи с
этим переход на асимметричную схему про-
мывки может быть излишним и не повлияет
на условия выноса пылевидного шлама из зо-
ны долота, и без того благоприятные.
В связи с этим эффективны различные
видоизменения асимметричных схем про-
мывки при удлинении насадок одновремен-
но с наличием отверстий в лапах и, в особен-
ности, комбинированные схемы промывки
при одновременной работе как периферий-
ных, так и центральной насадки.
Следует отметить также, что при исполь-
зовании комбинированной симметричной
схемы расположения промывочных устройств
при трех удлиненных насадках и центральной
насадке (симметричная комбинированная
схема) получены результаты, значительно пре-
вышающие значения вторичной измельчае-
мости, достигнутые как на асимметричных
схемах, так и при центральном расположении
промывочных устройств (см. табл. 4.1).
Не останавливаясь подробно на меха-
низме выноса шлама из призабойной зоны
при рассмотренных схемах промывки доло-
та, можно дать некоторые рекомендации по
использованию этих схем в промысловых
условиях.
Наиболее универсальной схемой для
самых различных геол ого-технических усло-
вий проводки скважин является комбиниро-
ванная схема с удлиненными насадками.
В условиях глубоких скважин такие
долота с асимметричными удлиненными
насадками и отверстиями в лапах эффек-
тивны не только с точки зрения очистки
призабойной зоны от шлама, но также, ис-
ходя из соображений увеличения диаметра
насадок и технологичности спуско-подъем-
ных операций, в особенности при наличии
в скважине глинистых растворов повышен-
ной вязкости.
Необходимо отметить эффективность
применения неравных насадок в долоте,
имеющем симметричное расположение на-
садок. В этом случае наблюдается смещение
потоков к проему в долоте, где установлена
насадка малого диаметра, и создание доста-
точно эффективного восходящего потока,
выносящего шлам, в указанном проеме, при
одновременной работе трех насадок.
Большие возможности универсализа-
ции схем промывки по отношению ко всем
трем процессам очистки забоя заложены в
ориентированной схеме промывки, когда
насадки направлены внутрь межшарошеч-
ного пространства и могут быть ориенти-
рованы под различными углами, в зависи-
мости от размера и геометрии вооружения
долота [4].
Преимущества этих схем проявились
наиболее заметно при бурении в мягких по-
родах, когда доминирующим процессом яв-
ляется сальникообразование на долоте (тре-
тий процесс очистки) и когда серьезной про-
блемой является сохранение устойчивости и
правильной формы ствола скважины. По-
следнее объясняется тем, что при традици-
онном расположении насадок неизбежно ак-
тивное струйное воздействие на стенку сква-
жины, что ведет к кавернообразованию и со-
путствующим осложнениям при бурении и
креплении скважин.
При отсутствии возможностей при-
менения предложенных специальных схем
промывки для борьбы с сальникообразова-
нием на долоте центральная схема с на-
садкой также может быть эффективна, хо-
тя очистка периферийных венцов при этой
схеме не столь активна, как при ориенти-
рованной и ряде других комбинированных
схем.
Большое значение для эффективного
протекания второго процесса очистки забоя
имеет и внешняя геометрия долота. При
этом основополагающим фактором являет-
ся освобождение живого сечения для созда-
ния эффективных восходящих потоков жид-
кости, в которых только и может быть осу-
ществлен рациональный вынос шлама из
призабойной зоны в затрубное пространст-
во. Это достигается за счет изменения углов
наклона лап к вертикали, заглубления пери-
ферийных насадок в тело долота, изменени-
ея формы лапы долота с целью увеличения
живого сечения между лапами и другими
мероприятиями, направленными на дости-
жение сформулированной выше главной це-
ли. Влияние внешней геометрии долота на
протекание первого и третьего процессов
очистки мало.
Рассмотрим кратко влияние основных
режимных параметров на процесс выноса
шлама при различных промывочных схемах
долота.
В тех случаях, когда доминирующим
процессом является отрыв шлама от поверх-
ности забоя, скорость истечения играет ис-
ключительно положительную роль. При
этом ее минимальные значения должны на-
ходиться в пределах 60-70 м/с, а максималь-
ные определяться конкретными горно-гео-
логическими и технологическими условия-
ми. В то же время, когда доминируют про-
цессы очистки призабойной зоны и воору-
жения долота, скорость истечения не долж-
на, как правило, превышать 50-60 м/с, а при
использовании ориентированных схем про-
мывки достаточны скорости истечения на
уровне всего 35-40 м/с.
Выбор расхода, исходя из требований
очистки ствола скважины, является наибо-
лее обоснованным и полностью соответству-
ет требованиям к технологически необходи-
мым расходам и для очистки забоя при пра-
вильно выбранной схеме промывки долота.
Если же рассматривать расходы, которые
практически повсеместно используются в
турбинном бурении, то их значения превы-
шают технологически необходимые для очи-
стки забоя кратно, но это вынужденный вы-
бор. В роторном бурении расход должен вы-
бираться, исходя из требований очистки
ствола, а не забоя скважины.
Определение того частного процесса
очистки забоя, который является домини-
рующим для данного интервала разреза, не
представляет больших трудностей для тех-
нолога. Более того, на основе вышеизложен-
ных принципов каждый геологический раз-
рез месторождения может быть подразде-
лен на интервалы наибольшего влияния од-
ного или одновременно двух процессов очи-
стки забоя.
В самом общем виде в качестве примера
можно привести следующее подразделение
разреза: верхний интервал - мягких и вязких
пород, где доминирует 3-й процесс очистки.
Следующий интервал сложен такими же и
более твердыми породами, дающими при
разрушении достаточно дискретные части-
цы шлама, где существенны одновременно
как 3-й, так и 2-й процессы очистки. По мере
углубления скважины и, в особенности, при
утяжелении бурового раствора, т.е. при есте-
ственном росте дифференциального давле-
ния, начинает усложняться 1-й процесс очи-
стки и, наоборот, упрощается 3-й процесс
при существенном влиянии 2-го процесса
очистки забоя. Далее во все более твердых
породах практически исключается процесс
сальникообразования (3-й процесс) и суще-
ственными становятся только 1 -й и 2-й про-
цессы, и, наконец, при больших глубинах,
когда скорости проходки падают до 3-5 м/ч и
ниже, доминирующим становится 1-й про-
цесс очистки при отсутствии заметного вли-
яния 2-го процесса. Отметим, что практичес-
ки не встречаются условия, при которых все
три частных процесса очистки одинаково
значимы одновременно.
При глубине скважины порядка 4500 м
и ниже все категории пород разрушаются по
псевдопластичному механизму со скоростя-
ми проходки на уровне 1 м/ч. В этих услови-
ях схема и режим промывки забоя уже не мо-
гут заметно сказаться на показателях меха-
нического бурения, и необходимо изменение
самого механизма разрушения горных по-
род. Это требует создания специальных до-
лот для глубокого бурения, поскольку на
столь больших глубинах свойства горных по-
род не подчиняются обычной классифика-
ции, принятой для проектирования вооруже-
ния долот. Кроме того, такие долота должны
воспринимать сверхвысокие нагрузки. Воз-
можно также применение специальных ре-
жущих безопорных долот. Следует отметить,
что, в отличие от шарошечного бурения, при
работе режущих долот образование и удале-
ние шлама с места его образования есть еди-
ный процесс, не разделенный во времени,
что снижает воздействие дифференциально-
го давления на процесс отрыва шлама от за-
боя. Кроме того, возможно применение мето-
дов искусственного снижения дифференци-
ального давления, а также принципиально
новых методов бурения, например гидроме-
ханического разрушения забоя, плавления
горных пород и ряда других. Следует еще раз
подчеркнуть, что обоснованный выбор схе-
мы промывки долота является главным фак-
тором эффективной очистки забоя в целом, в
то время как режимные параметры имеют
подчиненное значение, и их следует выби-
рать применительно к предварительно вы-
бранной схеме промывки.
Важнейшим вопросом эффективной
очистки забоя является соответствие схемы
промывки долота типу его вооружения.
Дело в том, что тип вооружения долота,
априори определяя общий характер и основ-
ные свойства горных пород, которые предпо-
лагается разбуривать данным типоразме-
ром долота, предопределяет и характер об-
разующегося шлама. При этом схема про-
мывки долота также должна выбираться, в
первую очередь, исходя из предполагаемых
свойств горных пород, которые определяют
доминанту того или иного процесса очистки
забоя. Из этого следует вывод о том, что схе-
ма промывки долота должна соответство-
вать его вооружению. Например, совершен-
но очевидно, что долота типа М будут рабо-
тать в условиях сальникообразования. В то
же время долота типа Т и, тем более, долота
типа К и ОК не будут подвержены сальнико-
образованию, но будут работать в условиях
необходимости выноса из зоны долота креп-
кого гранулированного шлама. Долота типа
С могут работать в условиях необходимости
интенсифицировать все три процесса очист-
ки, но с различной степенью влияния каждо-
го из них. Это не означает, что каждому ти-
поразмеру долота должна соответствовать
только его специфическая схема промывки,
и выше уже были рассмотрены вопросы от-
носительной универсализации схем для раз-
личных условий бурения.
Весьма существенную роль для очист-
ки призабойной зоны играет внешняя кон-
фигурация долота, в особенности его лап,
проемы между которыми являются главны-
ми каналами связи забоя с затрубным прост-
ранством. Строго говоря, внешняя конфигу-
рация долота может рассматриваться в ка-
честве важного фактора схемы его промыв-
ки в целом.
Например, при различных вариантах
асимметричной схемы в долотах типов М,
МС, С в свободном от насадки проеме исклю-
чают бобышку под отсутствующую насадку
для увеличения живого сечения, через кото-
рое выносятся большие массы шлама. В то
же время при асимметричных схемах на до-
лотах ТК и К трудно ожидать поступления
столь же значительных масс шлама в едини-
цу времени, и дополнительные сечения для
их эвакуации излишни.
Одним из наиболее простых путей уни-
версализации схем промывки для различ-
ных типоразмеров долот является, как ука-
зывалось, комбинированная схема промыв-
ки с центральным и периферийным канала-
ми. При этом у технолога на буровой есть
возможность реализовать варианты симме-
тричной, асимметричной, центральной,
комбинированной или ориентированной
схем промывки, исходя из конкретных усло-
вий разбуривания данного интервала, разу-
меется, при наличии соответствующих ком-
плектов насадок.
Вынос бурового шлама
по стволу скважины
Абсолютная скорость, необходимая для
подъема выбуренной породы с забоя на по-
верхность, определяется темпом накопле-
ния шлама на забое (следовательно, скоро-
стью проходки) и максимально допустимой
объемной долей твердой фазы в циркулиру-
ющей жидкости [8].
Примем следующие обозначения:
са1 - объемная доля твердых частиц в жидко-
сти, находящейся в кольцевом прост-
ранстве;
D, - диаметр скважины;
dp - наружный диаметр бурильных труб;
и„, - механическая скорость проходки;
ц- средняя скорость подъема шлама (твер-
дых частиц).
Объемная доля твердых частиц опреде-
ляется соотношением между их объемом и
объемом жидкости в кольцевом пространстве:
с..
(о;-<х
откуда
Скорость подъема шлама должна быть
тем выше, чем больше скорость проходки и
диаметр долота и чем уже кольцевое прост-
ранство скважины.
Что касается концентрации csl, то су-
ществуют различные критерии адекватно-
го выбора.
Допускается максимальная объемная
доля шлама, при превышении которой воз-
никает опасность образования сальников и
прихватов, а именно при csl=5 %. Если про-
мывочной жидкостью служит вода или дру-
гие легкие жидкости пониженной вязкости,
то эта максимальная доля уменьшается до
2 %. При больших диаметрах долота иногда
предусматривается ограничение скорости
проходки.
Другой вариант указанного критерия
предполагает определенное увеличение плот-
ности бурового раствора, содержащего шлам,
по сравнению с закачиваемым раствором.
При увеличении восходящей скорости
раствора объемная доля твердой фазы сни-
жается, а средняя плотность Pj уменьшает-
ся. В то же время растут гидродинамические
потери давления в кольцевом пространстве,
которые передаются на забой.
При разбуривании твердых пород ско-
рости выноса шлама 0,10-0,15м/с являют-
ся вполне достаточными. В мягких породах
при больших скоростях проходки скорости
подъема бурового шлама должны быть го-
раздо выше, однако при этом следует учи-
тывать возможные осложнения в стволе
скважины.
Представляется естественным рассмат-
ривать абсолютную скорость подъема выбу-
ренной породы в восходящем потоке бурового
раствора как разницу средней скорости пото-
ка и скорости проскальзывания, т. е. падения
частиц в жидкой среде. Следовательно, необ-
ходимая скорость восходящего потока
щ,=и+иг.
Фактическая средняя скорость подъема
шлама меньше теоретической на 10 - 15 % при
ламинарном режиме и на 20 - 25 % при турбу-
лентном режиме течения бурового раствора.
Траектория движения частиц зависит
от соотношения их поперечных размеров и
зазора между бурильными трубами и стен-
ками скважины. Более мелкие частицы,
имеющие форму чешуек, дольше транспор-
тируются восходящим потоком, поскольку
ориентируются ребрами по направлению
потока и при перемещении образуют петли.
Более крупные частицы располагаются, как
правило, перпендикулярно к направлению
течения и выносятся быстрее.
В ламинарном режиме скорость про-
скальзывания частиц, а, следовательно, и
скорость восходящего потока малы и могут
подвергаться регулированию посредством
изменения реологических характеристик
бурового раствора. Опасность размыва сте-
нок скважины сравнительно невелика. Од-
нако ламинарный режим течения имеет и
недостатки. Увеличение длительности
транспортирования шлама повышает веро-
ятность диспергирования твердых частиц и
загустевания бурового раствора, затрудня-
ется перенос плоских частиц, появляется
возможность образования застойных зон в
узких каналах, кавернах и в местах измене-
ния проходного сечения, существуют облас-
ти местной (локальной) турбулентности, где
частицы шлама проскальзывают (падают) с
более высокой скоростью.
Вращение бурильной колонны благо-
приятным образом сказывается на транс-
портировании шлама, способствует пере-
мещению частиц шлама в зоны более высо-
ких скоростей и их эвакуации из застойных
зон, а главное, турбулизации потока рас-
твора. Однако следует отметить, что при
использовании буровых растворов высокие
частоты вращения могут привести к их раз-
жижению и, следовательно, к увеличению
скорости проскальзывания (падения) час-
тиц шлама.
В наклонных скважинах твердые час-
тицы скапливаются на нижней стенке ство-
ла. Если бурильная или обсадная колонна
прилегает к стенке скважины или распола-
гается в стволе с высоким эксцентрисите-
том, то в узкой части кольцевого простран-
ства образуются зоны с повышенным содер-
жанием твердой фазы или заполненные ге-
леобразным раствором, которые трудно
очистить даже при очень высоких скоростях
восходящего потока бурового раствора.
Как уже отмечалось, повышенная вяз-
кость раствора и высокая скорость восходя-
щего потока благоприятствуют транспорти-
рованию бурового шлама. Однако их увели-
чение неминуемо ведет к росту потерь давле-
ния в кольцевом пространстве. Это часто со-
провождается опасностью разрыва пластов
и поглощения бурового раствора, размыва
кольматационной корки и слабосцементиро-
ванных пород, что вынуждает придержи-
ваться определенных ограничений.
Для предотвращения опасности раз-
мыва стенок скважины рекомендуется под-
держание ламинарного режима течения в
кольцевом пространстве.
Если существует опасность осаждения
шлама при очередном спуске долота на за-
бой, то одним из наиболее приемлемых ва-
риантов является периодическая закачка в
скважину «пробок» очень вязкого бурового
раствора, что способствует значительному
улучшению очистки ствола от выбуренной
породы без существенного увеличения по-
терь давления.
Иногда единственный способ уменьше-
ния этих потерь заключается в уменьшении
диаметра УБТ.
При опасности осложнений в процессе
транспортирования шлама часто рекоменду-
ется поддерживать скорость восходящего по-
тока выше некоторого критического значе-
ния, определяемого возможностью образова-
ния сальников, осаждения бурового шлама,
прихвата бурильной колонны или долота.
Так, Фуллертон рекомендует выдер-
живать определенное соотношение между
скоростью восходящего потока vas, диамет-
ром долота Ds и плотностью бурового рас-
твора р f.
Это соотношение отражено графичес-
ки на рис. 4.1 и дает надежные оценки необ-
ходимых скоростей восходящего потока да-
же при высоких скоростях проходки и раз-
личных диаметрах применяемых долот.
На практике осложнения, связанные с
выносом бурового шлама, возможны, как
правило, при бурении верхних интервалов
ствола скважины, где размер кольцевого
пространства и скорости проходки велики,
слабосцементированные пласты склонны к
обваливанию с возникновением каверн, а
используемые буровые растворы имеют
низкую плотность и вязкость. На больших
глубинах проблема выноса шлама менее ос-
тра благодаря высокой плотности раство-
ров и, главное, низким скоростям проходки,
а значит, очень малому размеру частиц
шлама.
Диаметр долота,мм
Рис. 4.1. График зависимости скорости восходящего потока от диаметра долота и плотности бурового
раствора
Гидравлическая
программа бурения скважин
Целью составления гидравлической
программы бурения скважин является выбор
оптимального режима промывки скважины,
обеспечивающего наиболее эффективную от-
работку буровых долот при соблюдении тре-
бований и ограничений, обусловленных гео-
логическими особенностями вскрываемого
интервала, энергетическими, техническими
и эксплуатационными характеристиками бу-
рового оборудования и инструмента.
Основными задачами при составлении
гидравлической программы бурения сква-
жины являются выбор технологически не-
обходимого расхода промывочной жидкос-
ти, оптимальной схемы очистки забоя и до-
лота, скорости истечения жидкости из наса-
док при наиболее рациональном использо-
вании гидравлической мощности буровых
насосов.
Гйдравлическая программа бурения
скважины должна составляться с учетом
опыта проводки скважин на данном место-
рождении и результатов анализа показате-
лей работы буровых долот при различных
режимах промывки скважин.
В настоящее время для промывки
скважин чаще всего применяют воду и взве-
си частиц глины в воде, называемые глини-
стыми растворами. Вода является самой де-
шевой и удобной промывочной жидкостью
при бурении в породах, образующих устой-
чивые стенки скважины и дающих хороший
выход керна, не подверженного размыва-
нию. Пгинистые растворы применяют при
бурении в неустойчивых породах, склонных
к обвалам и дающих малый выход керна,
при слишком высоких или слишком низких
пластовых давлениях в пористых или тре-
щиноватых породах, обусловливающих пе-
реливы пластовых жидкостей или газов из
скважин или поглощение промывочной
жидкости. Надлежащей химической обра-
боткой глинистых растворов можно изме-
нять их свойства в широких пределах в со-
ответствии с условиями бурения.
Наряду с глинистыми растворами при-
меняются растворы, содержащие кроме во-
ды, глины и химических реагентов нефть
или нефтепродукты, распределенные в виде
мелких капелек (эмульсионные растворы),
или растворы, в которых вода полностью за-
менена нефтепродуктами (растворы на неф-
тяной основе). Подобные растворы применя-
ют главным образом для вскрытия нефте-
носных и газоносных пластов.
Кроме того, при бурении в пластах рас-
творимых в воде солей применяют насыщен-
ные растворы этих солей; в вечной мерзлоте
применяют растворы поваренной соли, тем-
пература замерзания которых ниже нуля.
Наконец, в устойчивых породах приме-
няют, вместо жидкостной промывки, продув-
ку скважин воздухом или естественным газом
или промывку аэрированным раствором
Вода является ньютоновской, или вяз-
кой, жидкостью, буровые растворы - ненью-
тоновской жидкостью.
Различия между ньютоновской и раз-
личными видами неньютоновских жидкостей
весьма многообразны. Не останавливаясь по-
дробно на этом достаточно сложном вопросе,
отметим, что важнейшим отличием этих двух
основных типов жидкостей является наличие
у неньютоновских жидкостей начального
(или предельного) напряжения сдвига г0, оп-
ределяющего то начальное усилие, которое
должно быть приложено к покоящейся жид-
кости, чтобы она начала двигаться (течь). У
ньютоновских (вязких) жидкостей г„=0, т.е.
они начинают течь сразу при приложении к
ним любого, даже самого малого усилия.
Движение различных видов неньюто-
новских жидкостей можно описать различ-
ными уравнениями (моделями). Например,
большая часть буровых растворов может
быть описана уравнением Бингама (или Бин-
гама-Шведова), что предопределило наиме-
нование этих жидкостей как бингамовских.
Одновременно выделяют вязкопластичные,
псевдопластичные и другие типы неньюто-
новских жидкостей, которые, несмотря на не-
которые различия, объединены целым рядом
общих характеристик течения. Свойства, оп-
ределяющие закономерности течения ненью-
тоновских жидкостей, называют реологичес-
кими свойствами. Основные различия в ха-
рактеристиках течения воды и глинистых
растворов (ньютоновских и неньютоновских
жидкостей) относятся к ламинарному режи-
му, который для глинистого раствора называ-
ется структурным режимом течения. При
турбулентном режиме течения, несмотря на
ряд различий, закономерности течения обо-
их типов жидкостей сходны.
Для воды при всех возможных в прак-
тике бурения условиях как в бурильных тру-
бах, так и в кольцевом пространстве практи-
чески существует только турбулентный ре-
жим течения. Потери напора в трубах при
этом можно рассчитывать по известной
формуле Дарси-Вейсбаха
где h - потери напора в метрах столба
протекающей жидкости;
и - средняя объемная скорость течения,
получаемая путем деления расхода жидкос-
ти на площадь поперечного сечения трубы,
м/с;
I и d„ - длина и внутренний диаметр
трубы, м;
Л - безразмерный коэффициент сопро-
тивления, величина которого в общем слу-
чае зависит от числа Рейнольдса Ке=ис^р/д
(р - плотность жидкости, д - динамическая
вязкость) и от шероховатости стенок труб.
При ламинарном режиме течения вяз-
кой жидкости Л является функцией только
числа Рейнольдса и определяется по форму-
ле Стокса
Л = 64/Re.
При турбулентном режиме различают
две области: переходную и так называемую
«квадратичную». В квадратичной области
коэффициент сопротивления зависит толь-
ко от эффективной относительной шерохо-
ватости стенок труб, т. е. для труб одного
сорта (имеющих одинаковые абсолютные
размеры неровностей на стенках) от их диа-
метра. Для новых стальных труб коэффици-
ент сопротивления в квадратичной области
следует вычислять по формуле
Л = 0,0121/d/226,
где do - внутренний диаметр труб, м.
Число Рейнольдса при течении воды в
бурильных трубах изменяется в пределах
3* 10s- 8« 10s, т. е. приходится иметь дело толь-
ко с квадратичной областью. На практике
для оценочных расчетов течения воды Л, как
правило, принимается постоянной; Л = 0,022.
Рис. 4.2. Распределение скоростей при ла-
минарном режиме течения воды и глинисто-
го раствора в трубе
При структурном режиме течения гли-
нистых растворов потери напора изменяют-
ся прямо пропорционально расходу жидкос-
ти и сильно зависят от структурной вязкос-
ти и динамического напряжения сдвига гли-
нистого раствора. Так же, как и при лами-
нарном течении вязкой жидкости, глинис-
тый раствор в трубе движется концентриче-
скими слоями, как бы выдвигающимися
один из другого. При структурном режиме
средняя часть потока (ядро потока) не испы-
тывает деформации сдвига (рис. 4.2).
При турбулентном режиме течения поте-
ри напора для вязкопластичной жидкости со-
ответствуют в основном зависимости для воды.
Для определения режима течения необхо-
димо вычислить значение критерия механиче-
ского подобия потока. Выражение этого крите-
рия для случая течения вязкопластичной сре-
ды в круглой трубе можно получить из общего
критерия механического подобия Ньютона:
Ne = Jl/mv2.
В выражение этого критерия входят ха-
рактерные для данного процесса величины:
/- силы, I- линейного размера, т- массы и v
- скорости.
Для удобства сопоставлений течения
неньютоновской жидкости с закономернос-
тями гидравлики вязкой жидкости удобнее
вместо критерия Ne взять эквивалентный
ему критерий
Re*-8/Ne,
который называется «обобщенным
критерием Рейнольдса». Этот критерий при
г0 = 0 превращается в обычный критерий
Рейнольдса. Таким образом, он применим
как для вязкопластичных жидкостей, так и
для воды и других вязких жидкостей.
При структурном режиме течения ве-
личина Л определяется выражением
Л = 64/Re*, аналогичным формуле для ис-
тинно вязких жидкостей. Эта зависимость
нарушается лишь при малых значениях
Re* (Re*< 10). Критические значения Re* при
которых происходит переход к турбулентно-
му режиму, зависят от консистенции (густо-
ты) глинистых растворов.
Наступление турбулентного режима
происходит, как правило, при значениях
критерия Re* от 1500 до 2000. Коэффициент
Л для структурного режима можно прибли-
женно определять по формуле
Л = 15,8/Re03
как для обсаженных, так и для необсажен-
ных участков скважины ввиду того, что ве-
личина шероховатости стенок не влияет на
потери давления при структурном режиме.
Для турбулентного течения можно полагать,
что коэффициент сопротивления зависит от
состояния стенок скважины. Имея в виду
малую относительную величину потерь в
кольцевом пространстве по сравнению с
другими видами потерь, можно рекомендо-
вать величину Л при турбулентном течении
в кольцевом пространстве в пределах
0,020-0,025.
Исходными даннми для составления
гидравлической программы являются:
1. Количество и тип буровых насосов,
мощность и тип привода (регулируемый, не-
регулируемый), паспортное давление буро-
вых насосов и теоретическая производи-
тельность, коэффициент подачи насосов.
Характеристики манифольда, стояка,
бурового рукава, вертлюга, ведущей трубы.
2. Конструкция скважины и характери-
стики геологического разреза.
2.1. Конструкция скважины - диамет-
ры и глубины спуска обсадных колонн.
2.2. Пачки одинаковой буримости и ха-
рактеристики вскрываемых интервалов глу-
бин по склонности к осыпям пород.
2.3. Пластовые давления и давления
гидроразрыва пластов (градиенты давления
гидроразрыва).
2.4. Коэффициент кавернозности или
средние по интервалам диаметры ствола
скважины, определяемые по данным кавер-
нограмм по скважинам, пробуренным ранее
на месторождении.
3. Характеристики бурильной колон-
ны: типоразмеры и длины бурильных труб и
замков, утяжеленных бурильных труб, ком-
поновка низа бурильной колонны.
4. Типоразмер забойного двигателя и
его энергетические характеристики.
5. Типоразмеры используемых буровых
долот и ожидаемые значения проходки на
долото.
6. Плотность и реологические характе-
ристики промывочной жидкости.
Рассмотрим основные принципы раз-
работки гидравлических программ бурения
и соответствующих гидравлических расче-
тов. Для точных расчетов применительно к
конкретным геолого-техническим условиям
бурения следует пользоваться специальны-
ми экспериментальными таблицами, номо-
граммами и методиками, в т.ч. разработан-
ными ВНИИБТ [9], а также соответствующи-
ми справочниками. Однако для целого ряда
оценочных расчетов можно пользоваться из-
вестными формулами и критериями, кото-
рые приводятся ниже.
Давление на буровых насосах склады-
вается из следующих величин:
Ро = рм + р6к + ркп + рд + рдв,
гд е Рм - потери давления в элементах на-
земного оборудования;
рб к - потери давления в бурильных, утя-
желенных и ведущих трубах и резиновом
шланге;
рк п - потери давления в кольцевом про-
странстве между стенками скважины, бу-
рильными и утяжеленными трубами;
рд - потери давления в долоте;
рт - потери давления в забойном двига-
теле.
Величина рабочего давления буровых
насосов устанавливается исходя из конкрет-
ных условий их эксплуатации с учетом тех-
нического состояния наземного оборудова-
ния, обеспеченности насосов быстроизна-
шиваемыми сменными деталями (поршня-
ми, цилиндровыми втулками, клапанами уп-
лотнения и т.д.) и их долговечности, совер-
шенства и эффективности системы очистки
бурового раствора, влияния повышения ра-
бочего давления на показатели работы буро-
вых долот.
Величину рабочего давления буровых
насосов следует устанавливать в пределах
Ро=(О,65-О,85)Ра^.
Повышение рабочего давления буро-
вых насосов до значений Ро >0,85Р,„,т может
сопровождаться повышенным износом
сменных деталей и увеличением затрат вре-
мени на ремонтные работы [9].
Величина потерь давления в элементах
наземного оборудования определяется по
формуле
Р„ = ЩР&-
Величина коэффициента гидравличес-
ких потерь а, для различных элементов на-
земного оборудования находится по специ-
альным таблицам ВНИИБТ.
Величина потерь в бурильной колонне
складывается из потерь давления в гладкой
части бурильных труб, дополнительных по-
терь давления в замковых (и муфтовых) со-
единениях и потерь давления в утяжелен-
ных бурильных трубах:
= Рт + Рза„ + РувТ-
Потери давления на отдельном участке
гладкой части бурильной трубы и утяжеленной
бурильной трубы определяются по формуле
При ламинарном режиме течения буро-
вого раствора величина коэффициента гид-
равлического сопротивления Лг определяет-
ся по формуле
У, Re
Величина безразмерного коэффициента
у, определяется по номограммам ВНИИБТ.
Величина дополнительных потерь дав-
ления в одном замковом (муфтовом) соедине-
нии определяется:
_ s ,pQ2
Ршм -> £ J4 '
Л-
где величина коэффициента гидравли-
ческого сопротивления замкового (муфтово-
го) соединения определяется по формуле
= 2(^ ()\
а~
nun
d,nin - минимальный диаметр проходно-
го сечения в замковом соединении.
Величина потерь давления в кольцевом
пространстве складывается из потерь давле-
ния на участках с постоянными размерами
поперечного сечения и дополнительных ме-
стных сопротивлений (замковые соедине-
ния, элементы компоновки низа бурильной
колонны)
Ркп~ Ркпгл + Рцпм-
Расчет потерь давления в кольцевом
пространстве производится раздельно для
обсаженной и необсаженной частей ствола
по участкам с одинаковыми диаметральны-
ми размерами проходного сечения.
Потери давления в кольцевом прост-
ранстве с постоянным проходным сечением
определяются по формуле
п ___LPr(jQ^ __
Ркпг1 кп (D - d)2(D + d)2 '
D- диаметр необсаженной части ствола;
d- наружный диаметр бурильной трубы.
При ламинарном режиме течения буро-
вого раствора величина коэффициента гид-
равлического сопротивления определяет-
ся по формуле
Величина безразмерного коэффици-
ента у2 определяется по номограммам
ВНИИБТ [9].
При турбулентном режиме течения бу-
рового раствора величина коэффициента
гидравлического сопротивления Лкп также
определяется по номограммам ВНИИБТ от-
дельно для обсаженной и необсаженной ча-
стей ствола. Как уже отмечалось выше, при
турбулентном режиме течения вязкой жид-
кости величина коэффициента гидравличе-
ского сопротивления может быть приня-
та постоянной и равной 0,022.
В местах резкого изменения площади
проходного сечения величина потерь давле-
ния определяется по формуле
р _ 8 £ p^Q2
"с eg(D2-d2y'
где величина коэффициента местного
сопротивления определяется по формуле
Для трехшарошечных долот, в кото-
рых промывочная жидкость протекает че-
рез отверстия сравнительно малого диаме-
тра, можно определять потери давления по
формуле
Ра=ауи2,
где ид - скорость истечения жидкости из
отверстий в долоте, м/с;
а - коэффициент, учитывающий форму
входной части промывочных отверстий:
у- удельный вес жидкости.
Значения коэффициента, как правило,
меняются от 0,006 до 0,012 и определяются
по экспериментальным таблицам.
Так как при бурении возможны значи-
тельные временные повышения давления
на насосе вследствие накопления шлама в
скважине, образования тиксотропной
структуры в глинистом растворе, выпучи-
вания или обвалов стенок скважины и дру-
гих причин, то при выборе насоса необхо-
димо обеспечить резерв допустимого повы-
шения давления не менее 20 - 30 % от рас-
четной величины.
Основным регулирующим параметром
режима промывки скважины является рас-
ход промывочной жидкости. Только этот па-
раметр задается, а все остальные гидроди-
намические параметры режима бурения яв-
ляются производными от расхода.
Величина расхода промывочной жид-
кости определяется по уравнению неразрыв-
ности, исходя из требований эффективности
выноса шлама в кольцевом пространстве
(см. предыдущий раздел) и предотвращения
осложнений:
Q = n/4(D2-<f) И<„„
где WK„ - средняя скорость потока в
кольцевом пространстве.
Гидродинамическое давление Ргд на
вскрываемый пласт должно быть меньше,
чем давление гидроразрыва Ргр: Ргд < Р1р.
Величина Ргд определяется по формуле
Рт = pKn g - Н + Рт.
При вскрытии интервалов, сложенных
неустойчивыми породами, склонными к об-
валам, осыпям, кавернообразованию, как
указывалось, следует обеспечивать лами-
нарный режим течения бурового раствора в
кольцевом пространстве.
Технические характеристики очист-
ных устройств, смонтированных на буровой
установке, должны обеспечивать требуемую
степень очистки бурового раствора при вы-
бранном расходе промывочной жидкости и
заданной концентрации шлама.
При бурении с использованием за-
бойных гидравлических двигателей выбор
расхода промывочной жидкости произво-
дится по характеристике двигателя и уточ-
няется по мере накопления промысловой
информации.
Найденное значение расхода промы-
вочной жидкости должно быть скорректиро-
вано по результатам анализа показателей
бурения скважин на данном месторождении
с учетом характеристик бурового насоса
(производительность и допускаемое рабочее
давление в соответствии с диаметрами ци-
линдрических втулок).
При промывке скважин буровыми рас-
творами область существования ламинарно-
го режима течения определяется условием:
Re < ReKp.
Для определения величины критерия
Рейнольдса Re„p в рассматриваемом участке
циркуляционной системы бурящейся сква-
жины необходимо вычислить значение ве-
личины критерия Хедстрема Не и найти со-
ответствующее значение величины ReKp.
о 4 pQ
Здесь Re =-----—,
Л
Не
>п 2
и
для течения в трубах и
Rc_4 PQ
xi](D + d)
П~
в кольцевом пространстве, Q, р, т„, ц - соот-
ветственно расход, плотность, предельное
динамическое (начальное) напряжение
сдвига и пластическая вязкость жидкости,
dn -внутренний диаметр бурильных труб,
утяжеленных бурильных труб, d- наружный
диаметр бурильных труб, утяжеленных бу-
рильных труб, замковых соединений и т.п.,
D - диаметр необсаженной части ствола
скважины.
Если Re > ReKp, режим течения турбу-
лентный.
Расчет потерь давления в кольцевом
пространстве производится раздельно для
обсаженной части ствола по участкам,
длины которых определяются одинаковы-
ми диаметральными размерами проходно-
го сечения.
Перепад давления, срабатываемый в
забойном двигателе, определяется по его па-
спортной характеристике при соответству-
ющих значениях плотности и расхода про-
мывочной жидкости.
Важнейшим разделом гидравлической
программы является выбор схем и режимов
промывки забоя, что было достаточно по-
дробно рассмотрено в первой части настоя-
щей главы.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гусман А.М. Исследование методов
управления очисткой забоя бурящейся сква-
жины// Строительство нефтяных и газовых
скважин на суше и на море. - III-12, 1999. -
2. Абдуллин Р.А. и др. Пути повышения
скорости бурения за рубежом -М.: ВНИИО-
ЭНГ Сер.: Бурение, вып. 18, 1987.
3. Гусман А.М., Мительман Б.И. Гидро-
механическое и эрозионное бурение. -М.:
ВНИИОЭНГ, 1971.
4. Пестрое А.П., Гусман А.М. Исследо-
вание и разработка мер по ликвидации саль-
ника с вооружения долота при бурении сква-
жин в условиях месторождений Западной
Сибири// Проблемы нефти и газа Тюмени.-
1984. -Вып. 61.
5. Гусман А.М., Мительман Б.И. Иссле-
дование выноса шлама из зоны долота в за-
трубное пространство// Нефтяное хозяйст-
во. -М., 1975. -№2.
6. Жидовцев Н.А., Кириллин Б.И. Выбор
и оптимизация схем промывочных уст-
ройств шарошечных долот// Строительство
нефтяных и газовых скважин на суше и на
море -М.: ВНИИОЭНГ, вып. 8, 1992.
7. Мавлютов М.Р. Разрушение горных
пород при бурении. -М.: Недра, 1978.
8. МаковейН. Гйдравлика бурения. -М.:
Недра, 1986.
9. Временное методическое руководст-
во по составлению гидравлической програм-
мы бурения скважин. РД 39-2-1156-84. - М.,
1985.
БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
Эффективность бурения, независимо
от критериев ее оценки, зависит в равной
степени от используемых технических
средств и выбранной в каждом конкретном
случае технологии проводки и заканчивания
скважины. В комплексе необходимых техно-
логических операций при бурении решаю-
щую роль играет промывка скважины буро-
вым раствором.
Буровой раствор, или промывочная
жидкость, - это среда, в которой осуществля-
ется контактное взаимодействие между раз-
буриваемой горной породой и породоразру-
шающим инструментом, а также другими
компонентами бурильной колонны. Состав,
свойства, гидродинамический режим тече-
ния бурового раствора на разных участках
контура его циркуляции влияют в той или
иной степени на все показатели бурения на
всех стадиях углубления и заканчивания
скважины.
Многообразие функций бурового рас-
твора и необходимость регулировать каж-
дую из них, в зависимости от геолого-техни-
ческих условий бурения, требований безо-
пасности, нештатных ситуаций, обусловило
выделение технологии приготовления, при-
менения и утилизации отработанных буро-
вых растворов в отдельную технологическую
дисциплину.
Буровой раствор любого типа и рецеп-
турного состава - это многокомпонентная
дисперсная система, состоящая из жидкой
фазы (дисперсионной среды), в которой рав-
номерно распределены частицы дисперсной
фазы (мелкие кристаллики или аморфные
частицы разной формы и структуры, капли
несмешивающейся со средой жидкости, га-
зовые пузырьки). В состав дисперсионной
среды бурового раствора входят растворен-
ные в ней минеральные соли, высокомолеку-
лярные соединения, поверхностно-активные
вещества и другие компоненты. Каждый ин-
гредиент бурового раствора выполняет одну
или несколько технологических функций.
Поэтому научную основу современной техно-
логии буровых растворов составляют теоре-
тические представления и методология фи-
зической химии дисперсных систем и по-
верхностных явлений, физико-химической
механики и ряда смежных областей науки.
Прогресс в технологии бурения сква-
жин в последние десятилетия был бы невоз-
можен без интенсивного развития техноло-
гии буровых растворов. Возникновение но-
вых проблем бурения, связанных со строи-
тельством глубоких и сверхглубоких сква-
жин, проводкой горизонтальных и разветв-
ленно-горизонтальных стволов, вовлечени-
ем в промышленную эксплуатацию место-
рождений с трудноизвлекаемыми запасами
нефти и месторождений морского шельфа
послужило причиной разработки и внедре-
ния в промысловую практику систем буро-
вых растворов «нового поколения».
Возросшее разнообразие условий буре-
ния, расширение функций Суровых раство-
ров и повышение требований к их техноло-
гическим характеристикам и безопасности
их применения привели к тому, что на совре-
менном рынке материалов и реагентов для
буровых растворов ассортимент предлагае-
мой продукции исчисляется сотнями наиме-
нований. В их числе минеральные и органи-
ческие продукты на основе природного и
синтетического сырья, производимые мно-
гочисленными предприятиями химической,
горнорудной, нефтеперерабатывающей и
других отраслей промышленности. Они вы-
пускаются в различном агрегатном состоя-
нии и товарном виде: жидком, пастообраз-
ном, порошкообразном, гранулированном,
волокнистом, хлопьевидном.
Таким образом, технически грамотный
и рациональный подход к осуществлению
промывки скважины в процессе бурения
требует отчетливого понимания механизмов
взаимодействия всех элементов сложной си-
стемы «буровой раствор - порода». Причем
следует учитывать, что эта система в реаль-
ных производственных условиях, как прави-
ло, находится в термодинамически (химиче-
ски) неравновесном и гидродинамически не-
стационарном состояниях.
Функции
бурового раствора
1. Освобождение забоя и ствола буря-
щейся скважины от выбуренной породы и
транспортировка (вынос) ее на поверхность -
одна из основных функций бурового раство-
ра. Она зависит от двух взаимосвязанных
групп факторов: физических свойств бурово-
го раствора (плотности и совокупности реоло-
гических характеристик) и гидродинамичес-
ких режимов течения раствора на разных
участках контура циркуляции, прежде всего
на забое и в затрубном пространстве. Первые
определяются составом и технологией приго-
товления и химической обработки бурового
раствора, вторые - геометрическими параме-
трами «русла» потока промывочной жидкости
и техническими характеристиками бурового
насоса (производительностью, мощностью).
2. Буровой раствор облегчает разруше-
ние горной породы в процессе углубления
скважины. При этом работают два фактора
воздействия на породу: гидродинамический
(эффект размыва) и физико-химический (эф-
фект адсорбционного понижения прочнос-
ти). Жидкая фаза бурового раствора, прони-
кая в микротрещины и дефекты структуры
разбуриваемой породы, создаёт «расклини-
вающее давление» в узком зазоре между мо-
нолитом и отделяющейся от него шламовой
частицей. Это давление действует против
«дифференциального давления», затрудняю-
щего отрыв и уход с поверхности забоя шла-
мовых частиц в объём бурового раствора.
3. Укрепление открытого ствола сква-
жины при разбуривании неустойчивых гор-
ных пород - важная функция бурового рас-
твора. Большинство пород в той или иной
степени обладают природной проницаемос-
тью, следствием чего является фильтрация
бурового раствора (при избыточном гидро-
статическом давлении) из затрубного прост-
ранства в пласт по всему интервалу бурения.
Твердая дисперсная фаза раствора частично
проникает вместе с жидкой фазой в устья ка-
налов-пор фильтрующей породы, закупори-
вая (кольматируя) их, а частично отфильтро-
вывается поверхностью породы и отклады-
вается на ней в виде плотного тонкого слоя -
фильтрационной корки.
Эта корка, препятствуя или замедляя
проникание жидкой фазы бурового раствора
в породу, защищает ее от разупрочнения под
действием фильтрата. Компоненты фильт-
рационной корки (глинистые частицы, поли-
мерные реагенты) могут усиливать сцепле-
ние слабо сцементированных частиц поро-
ды, повышая ее прочность. Кроме того, кор-
ка с низкой проницаемостью образует «на-
порную оболочку», которая при достаточно
высоком гидростатическом давлении рас-
твора не позволяет осыпаться (или обруши-
ваться) неустойчивой породе в скважину.
4. Буровой раствор выполняет функ-
цию смазочного агента. Его смазочное дей-
ствие должно эффективно проявляться как
на поверхности контакта металлических
элементов бурильной колонны с породой или
фильтрационной коркой, так и при контакт-
ном взаимодействии в паре металл-металл.
Буровой раствор, снижая коэффициент тре-
ния скольжения, уменьшает силу сопротив-
ления вращательному и возвратно-поступа-
тельному движению колонны бурильных
труб, снижая адгезию (липкость) глинистых
пород к металлу, уменьшает опасность затя-
жек и прихватов. Немаловажное значение
при этом имеет уменьшение износа бурового
инструмента и оборудования.
5. Буровой раствор - регулятор тепло-
физических процессов в скважине. Он ох-
лаждает породоразрушающий инструмент в
условиях высокотемпературного бурения,
контролирует теплообмен между разбурива-
емой породой и скважинной средой при бу-
рении в многолетнемерзлых породах.
6. Буровой раствор - энергоноситель
для гидравлических забойных двигателей
(турбобура, винтового забойного двигателя,
гидроударника); часть энергии движения
промывочной жидкости преобразуется в ра-
боту породоразрушающего инструмента,
обеспечивая углубление скважины в задан-
ном режиме бурения.
7. Буровой раствор - средство получе-
ния и передачи информации о составе, струк-
туре и свойствах разбуриваемой породы, со-
стоянии и свойствах вскрываемых пластов.
Эту информацию получают путем анализа
выносимого раствором бурового шлама, оп-
ределения качественных и количественных
изменений в свойствах бурового раствора,
проведения электрофизических измерений.
8. Буровой раствор используют как но-
ситель средств направленного воздействия
на определенные участки ствола бурящейся
скважины. Так, для ликвидации или сокра-
щения потерь промывочной жидкости в зону
поглощения бурового раствора доставляют
кольматант (обычно волокнистые или грубо-
дисперсные органические материалы), вво-
димый порциями в циркуляционную систему.
Свойства
буровых растворов
Способность бурового раствора выпол-
нять те или иные технологические функции,
зависит от возможности контролировать и
целенаправленно изменять его свойства в
процессе приготовления и применения рас-
твора. Ниже перечислены важнейшие пара-
метры бурового раствора, непрерывно или
периодически контролируемые в промысло-
вых и лабораторных условиях по специаль-
ным отраслевым методикам.
Плотность - масса единицы объема ве-
щества. Этот параметр бурового раствора
влияет на гидравлические процессы, проте-
кающие при бурении скважины на всех уча-
стках контура циркуляции промывочной
жидкости. От него зависят также другие
свойства бурового раствора и состояние кон-
тактирующей с ним разбуриваемой горной
породы. Плотность буровых растворов (р) оп-
ределяют с помощью пикнометра, ареомет-
ра или рычажных весов-плотномера.
Реологические свойства буровых рас-
творов характеризуют их текучесть при раз-
личных механических напряжениях. Эти
свойства определяют непосредственным из-
мерением параметров бурового раствора
или путем расчетной обработки данных из-
мерения. Выполняют измерения с помощью
ротационных вискозиметров (или реомет-
ров) при различных скоростях сдвига (гради-
ентах скорости) испытуемой системы.
Основные реологические параметры,
определяемые обычно для буровых раство-
ров: эффективная вязкость (т]э), пластичес-
кая вязкость (т|п), статическое напряжение
сдвига после выдержки системы в покое в те-
чение 1 и 10 минут (0, и 0|О), предельное дина-
мическое напряжение сдвига (т0), показатель
консистентности бурового раствора (К) и его
псевдопластичности (п).
Соотношение этих параметров дано в
приведённых ниже формулах, описывающих
реологическое поведение модельных жидкос-
тей и жидкообразных систем (пластичных,
псевдопластичных):
т = Г|у, (5.1)
Т = То + ПпГ (5-2)
Т = Кт". (5.3)
Напряжение сдвига, или касательное
напряжение Т, находится в функциональ-
ной зависимости от скорости сдвига, или
градиента скорости, у = dv/dx, где dv - изме-
нение скорости потока при изменении рас-
стояния dx по нормали к направлению дви-
жения потока.
Уравнение Ньютона (5.1) описывает за-
кон вязкого течения идеальной бесструктур-
ной жидкости (ньютоновой жидкости), урав-
нение Бингама-Шведова (5.2) - идеальной
пластической системы (бингамова тела), а
уравнение Оствальда де Ваале (5.3) - структу-
рированной псевдопластичной жидкости. Ре-
ологическое поведение реальных буровых
растворов лишь приблизительно описывает-
ся каждой их этих формул. С повышением
плотности и степени объемного заполнения
бурового раствора частицами дисперсной фа-
зы его свойства приближаются к свойствам
бингамова тела и все с большей точностью
описываются уравнением (5.2). С понижени-
ем плотности и концентрации дисперсной
фазы в буровом растворе его реологические
свойства все более точно описываются сте-
пенным уравнением (5.3).
Мерой отклонения реологического пове-
дения структурированной системы от поведе-
ния ньютоновой жидкости для модели Бинга-
ма служит отношение То/ц,,, называемое так-
же коэффициентом пластичности, а для мо-
дели Оствальда де Ваале - показатель степени
0<п<1. Чем выше значения т0/цп и ниже зна-
чения п, тем дальше по своим реологическим
свойствам буровой раствор от ньютоновой
жидкости. Типичные реологические кривые
для вязкотекучих систем разных типов при-
ведены на рис. 5.1.
Рис .5.1. Кривые течения жидкостей различ-
ных реологических типов, моделирующих бу-
ровые растворы:
1 - неструктурированная (ньютонова) жид-
кость; 2 - пластическая жидкость (бингамово
тело)-,3 - псевдопластическая жидкость; у-
градиент скорости течения; т - напряжение
сдвига; т0 - предельное динамическое на-
пряжение сдвига; 0 - предел текучести (ста-
тическое напряжение сдвига)
Помимо перечисленных выше реологи-
ческих параметров бурового раствора, име-
ющих ясный физический смысл, в промыс-
ловой практике для оценки подвижности бу-
рового раствора повсеместно используют
эмпирическую характеристику, называе-
мую условной вязкостью. Этот показатель
определяют временем истечения определен-
ного объема жидкости из стандартной во-
ронки-вискозиметра.
Показатель фильтрации характеризу-
ет способность жидкой фазы бурового рас-
твора проникать в глубь разбуриваемого
пласта через формируемый из частиц дис-
персной фазы фильтрационный слой (филь-
трационно-кольматационную корку). Этот
процесс обусловлен параметрами, функцио-
нальная связь между которыми описана
уравнением фильтрации Дарси
где q - объем жидкости с вязкостью 7), про-
фильтрованной за время t через слой прони-
цаемого тела площадью 5 и толщиной I при
перепаде давлений Др; величина коэффици-
ента пропорциональности к - мера проница-
емости фильтрующей породы.
Показатель фильтрации буровых рас-
творов определяют объемом жидкости (дис-
персионной среды), собранной в виде фильт-
рата при пропускании бурового раствора че-
рез бумажный фильтр определенной площа-
ди под определенным давлением за опреде-
ленное время. В стандартных условиях рас-
твор фильтруют при комнатной температуре
в течение 30 минут (или в течение 7,5 минут
с пересчетом объема фильтрата на 30-ми-
нутное фильтрование) при перепаде давле-
ний на фильтре 0,1 МПа. Кроме того, в ряде
случаев показатель фильтрации определяют
при перепаде давлений на фильтре 0,7 МПа
и выше при комнатной и повышенных тем-
пературах.
Определение показателя фильтрации бу-
ровых растворов проводят на приборах и ус-
тановках разных типов и конструкций; в слу-
чае необходимости выполнения измерений
при повышенных температурах и давлениях
используют специальные фильтр-прессы.
Перечисленные выше параметры буро-
вого раствора наиболее важны и регулярно
контролируются в процессе бурения. Кроме
них контролю и регулированию подлежат
другие свойства и характеристики бурового
раствора: седиментационная устойчивость
(постоянство концентрации частиц дисперс-
ной фазы по всему объему раствора), водо-
родный показатель (уровень кислотности
или щелочности раствора), содержание
твердой фазы (в том числе коллоидной), со-
держание газовой фазы, смазочная способ-
ность, электропроводность, концентрация
минеральных солей в фильтрате, напряже-
ние электропробоя, или электростабиль-
ность (для инвертно-эмульсионных раство-
ров), и ряд других показателей.
Классификация буровых
растворов
Буровые растворы делят на типы и груп-
пы по составу, свойствам и назначению. По
химической природе дисперсионной среды
(основы) выделяют две неравнозначные по
объемам применения и назначению группы
буровых растворов: системы на водной и не-
водной основе. К первой группе относятся все
основные буровые растворы массового при-
менения, ко второй - системы специального
применения, главным образом для вскрытия
продуктивных пластов и разбуривания хемо-
генных и чувствительных к воздействию вод-
ной фазы терригенных отложений.
По содержанию твердой фазы различа-
ют растворы с низким содержанием твердой
глинистой фазы (обычно до 7 %) и безглини-
стые растворы, по плотности - утяжеленные
(с добавками специальных порошкообраз-
ных материалов высокой плотности) и облег-
ченные (аэрированные).
По характеру воздействия на разбури-
ваемую породу различают диспергирующие
и недиспергирующие (ингибирующие) буро-
вые растворы. В среде первых облегчен рас-
пад относительно крупных частиц выбурен-
ной породы или специально введенного в
раствор глинистого минерала на более мел-
кие (коллоидные) частицы. В среде вторых,
наоборот, распад крупных частиц на более
мелкие затруднен, замедлен или вовсе не-
возможен.
Распространен принцип деления буро-
вых растворов на группы по химической
природе основного (главного) реагента или
характерной структурной особенности. На-
пример, выделяют полимерглинистые, лиг-
носульфонатные, гуматные, известково-би-
тумные, хлоркалиевые, гидрогелевые рас-
творы и другие.
Классификация буровых растворов не
является строгой и всеобъемлющей. Назва-
ния некоторых систем буровых растворов
довольно условны и используются по устано-
вившейся традиции или по номенклатуре
фирм- разработчиков.
Требования к буровым
растворам
Общие требования к буровым раство-
рам любого типа можно сформулировать
кратко.
А. Буровые, растворы должны обеспе-
чивать высокие технико-экономические по-
казатели бурения. Основные условия выпол-
нения этого требования:
• бурение при максимальной скорости
без аварий и осложнений,
• высокое качество бурения (устойчи-
вость и близкие к номинальным геометриче-
ские параметры ствола скважины),
• высокое качество вскрытия продук-
тивного пласта (сохранение природной про-
ницаемости нефтеносной породы в прист-
вольной зоне).
Б. Буровые растворы должны быть бе-
зопасны для людей и окружающей природ-
ной среды в процессе приготовления, приме-
нения и утилизации отходов бурения. Вы-
полнение этого требования - необходимое
условие внедрения новых разработок в обла-
сти технологии буровых растворов.
Конкретные требования к технологиче-
ским и гигиеническим свойствам буровых
растворов, применяемых в тех или иных гео-
лого-технических условиях бурения, опреде-
ляются проектной документацией на строи-
тельство скважины, а также геологически-
ми, географическими и социально-демогра-
фическими особенностями региона, в кото-
ром осуществляются буровые работы.
Основные ингредиенты
буровых растворов
Ингредиенты буровых растворов мож-
но разделить на несколько основных групп
по назначению.
Дисперсионная среда (основа). Буро-
вые растворы разных типов массового при-
менения приготовляют, как правило, на вод-
ной основе. Обычно используют природную
воду из наземных водоемов и артезианских
скважин - как пресную, так и минерализо-
ванную; применяют также пластовую и мор-
скую воду. На свойства бурового раствора
влияют как общая концентрация растворен-
ных в воде солей, так и их ионный состав.
Особенно важна концентрация солей жест-
кости (кальция и магния), поскольку не все
компоненты бурового раствора сохраняют
свои функции в их присутствии. В ряде слу-
чаев основой бурового раствора служат рас-
солы - водные растворы солей с концентра-
цией от 5 % до насыщения.
Неводную основу используют для при-
готовления буровых растворов в случаях,
когда контакт породы с водной фазой может
привести к тяжелым осложнениям бурового
процесса или не позволит обеспечить высо-
кокачественное вскрытие продуктивного
пласта. Большую часть растворов этого типа
составляют системы на углеводородной
(нефтяной) основе. В настоящее время про-
слеживается устойчивая тенденция исклю-
чить из компонентного состава этой основы
соединения ароматического ряда как ток-
сичные и экологически вредные. В послед-
ние годы среди экологически безопасных бу-
ровых растворов на неводной основе появи-
лись системы, в которых дисперсионной
средой является синтетическая биологичес-
ки разлагаемая органическая жидкость, по-
лучаемая из натурального жирового сырья.
Глиноматериалы, обычно в виде по-
рошков, используются как структурообразо-
ватели в составе большинства промывочных
жидкостей на водной основе. Наиболее ши-
роко в пресных и слабо минерализованных
буровых растворах применяются бентонито-
вые глины (бентонит). Благодаря высокому
содержанию в них монтмориллонита - гид-
рофильного минерала, набухающего и легко
диспергирующегося в воде, - бентонитовые
глины в водной среде образуют коллоидно-
дисперсные системы, склонные к тиксот-
ропному структурообразованию.
В высокоминерализованной воде бен-
тонит в значительной степени утрачивает
свою структурообразующую способность.
Поэтому в минерализованных буровых рас-
творах вместо бентонита обычно применяют
солестойкую палыгорскитовую глину (палы-
горскит).
Наряду с бентонитовым и палыгорскито-
вым глинопорошками для использования в со-
ставе буровых растворов выпускают каоли-
нит-гидрослюдистые глинопорошки. Но
структурообразующая способность последних
существенно ниже, чем у палыгорскитовых и,
особенно, бентонитовых глинопорошков.
Важнейший технологический пара-
метр, по которому судят о качестве глинома-
териала, - «выход глинистого раствора», вы-
раженный числом кубометров глинистой су-
спензии с определенной вязкостью (по оте-
чественным стандартам - 20 МПа«с), полу-
ченной из одной тонны глины или глинопо-
рошка. Для бентонитовых глинопорошков
разных марок этот показатель может быть в
пределах от 2-5 (низкокачественный мате-
риал) до 15-20 м3/т (нормы международного
стандарта) и выше. Однако выход глинисто-
го раствора из немодифицированного глино-
порошка редко превышает 8-12 м3/т; более
высокие показатели обеспечиваются введе-
нием в глинопорошок модифицирующих до-
бавок кальцинированной соды и других (в
том числе полимерных) веществ.
Химические реагенты, используемые
для получения и обработки буровых раство-
ров, составляют список веществ и материа-
лов различного состава, происхождения и
назначения, насчитывающий сотни наиме-
нований. Ниже перечислены важнейшие их
группы и приведены в качестве примера на-
иболее широко применяемые промышлен-
ные продукты.
Понизители фильтрации - реагенты
и материалы, снижающие потери жидкой
фазы бурового раствора вследствие поглоще-
ния ее в процессе бурения горной породой,
обладающей естественной проницаемостью.
Вводимые в буровой раствор понизите-
ли фильтрации снижают проницаемость
фильтрационной корки. В качестве понизи-
телей фильтрации обычно используют рас-
творимые полимеры и олигомеры анионного
и неионогенного типов следующих классов:
- эфиры целлюлозы (карбоксиметил-
целлюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, сме-
шанные эфиры целлюлозы);
- модифицированные крахмалы, их про-
изводные и крахмалсодержащие продукты;
- полиэлектролиты акрилового ряда
(разные марки частично гидролизованного
полиакриламида, гидролизованный поли-
акрилонитрил, различные сополимеры ак-
риловой и метакриловой кислот):
- синтетические высокомолекулярные
сульфополиэлектролиты разного химичес-
кого состава;
- лигносульфонаты, продукты их кон-
денсации и различные композиции на их ос-
нове;
- гуматные реагенты на основе различ-
ного природного сырья (бурого угля, торфа,
сапропеля).
Эффективность действия понизителей
фильтрации зависит от условий их примене-
ния и взаимодействия с другими компонен-
тами бурового раствора. Совместное исполь-
зование разнотипных, но совместимых реа-
гентов обычно приводит к усилению их дей-
ствия при одновременном снижении рабо-
чей концентрации.
Структурообразователи (загусти-
тели) - реагенты и материалы, вызывающие
увеличение значений реологических пара-
метров буровых растворов: эффективной и
пластической вязкости, статического и ди-
намического напряжения сдвига. Поддержа-
ние этих показателей на достаточно высо-
ком уровне необходимо для сохранения вы-
носной способности и седиментационной ус-
тойчивости бурового раствора, а также для
обеспечения заданного гидродинамического
режима промывки скважины.
Исторически первый, наиболее доступ-
ный и повсеместно применяемый структуро-
образователь - глина, преимущественно бен-
тонитовый глинопорошок. В современных
системах малоглинистых буровых растворов
в качестве загустителей часто используют
линейные и разветвленные полимеры с вы-
сокой молекулярной массой.
Наиболее эффективный и уникальный
по своим технологическим характеристикам
структурообразователь для буровых раство-
ров - ксантан, или ксантановая смола, про-
мышленный продукт микробиологического
синтеза. Его применяют в малых концентра-
циях в сочетании с реагентами других типов.
В качестве структурообразователей
для буровых растворов на углеводородной
основе используют: 1) органобентонит - бен-
тонитовый глинопорошок, гидрофобизован-
ный путем адсорбционного модифицирова-
ния катионным поверхностно-активным ве-
ществом, 2) высокоокисленный нефтяной
битум (с достаточно высоким содержанием
смол и асфальтенов), а также некоторые дру-
гие растворимые и диспергируемые в углево-
дородной среде материалы.
Разжижители (диспергаторы) - реа-
генты, не допускающие чрезмерного увели-
чения вязкости и структурных параметров
буровых растворов. Загущение буровых рас-
творов, вызываемое обычно избытком дис-
персной (особенно коллоидной) фазы, сопро-
вождается увеличением гидродинамическо-
го сопротивления движению промывочной
жидкости по всему контуру циркуляции. Это
требует соответствующего увеличения дав-
ления прокачки бурового раствора, что не
всегда возможно по техническим причинам.
Действие разжижителей основано на
ослаблении сил сцепления между частицами
дисперсной фазы бурового раствора, имею-
щих тенденцию к образованию дисперсных
структур коагуляционного типа. Для разжи-
жения буровых растворов используют низ-
комолекулярные вещества разной химичес-
кой природы: сульфированные полифеноль-
ные конденсаты, лигносульфонаты (напри-
мер, феррохромлигносульфонат - ФХЛС),
натриевые соли фосфорных кислот (фосфа-
ты, полифосфаты), фосфоновые кислоты
(например, нитрилотриметиленфосфоновая
кислота - НТФ) и другие.
Регуляторы концентрации водо-
родных ионов (водородного показателя pH)
обеспечивают оптимальный уровень щелоч-
ности или кислотности бурового раствора.
Многие реагенты (понизители фильтрации,
регуляторы реологических свойств раство-
ра) достаточно эффективны только в щелоч-
ной среде. Вместе с тем избыток щелочи вре-
ден, так как ведет к разупрочнению и потере
устойчивости стенок скважины при разбу-
ривании глинистых пород, снижает эффек-
тивность некоторых реагентов, ухудшает
коллекторские свойства вскрываемых про-
дуктивных пластов.
Обычно для повышения показателя pH
в буровые растворы добавляют щелочные
реагенты: гидроокись натрия (едкий натр,
или каустическую соду), гидроокись калия
(едкий кали), карбонат натрия (кальциниро-
ванную соду) или гидроокись кальция (гаше-
ную известь). Свободные кислоты (мине-
ральные и органические) для снижения по-
казателя pH бурового раствора используют
редко.
Ингибиторы гидратации глинистых
пород, снижая активность водной фазы или
контактирующих с ней пород, замедляют
или предотвращают их набухание и гидрата-
ционное разупрочнение. Одновременно ин-
гибирующие добавки затрудняют дисперги-
рование частиц бурового шлама, облегчая
очистку бурового раствора от выбуренной
породы.
В качестве ингибирующих компонен-
тов буровых растворов наиболее часто ис-
пользуют хлориды калия, кальция, а также
известь и гипс. Применяют также силикаты
натрия и калия (жидкое стекло). В числе эф-
фективных ингибиторов - органические во-
дорастворимые вещества, понижающие ак-
тивность воды (гликоли и полигликоли, гли-
церин, эфиры), а также диспергируемые в
водной среде органические и, особенно,
кремнийорганические гидро фобизаторы.
Весьма эффективны и перспективны
как ингибиторы гидратации и гидрофобиза-
торы гидрофильных пород низкомолекуляр-
ные ПАВ и полиэлектролиты катионного ти-
па, то есть соединения, при электролитичес-
кой диссоциации которых в водной среде ад-
сорбционно активный ион несет положи-
тельный заряд. Однако их применение в бу-
рении требует специальных технологичес-
ких навыков.
Смазочные добавки снижают силы
трения на всех поверхностях контакта дви-
жущихся или перемещаемых элементов (де-
талей) бурового инструмента и оборудова-
ния между собой и с горной породой. При
этом снижается износ и повышается дли-
тельность эксплуатации оборудования,
уменьшается вероятность осложнений про-
цесса бурения вследствие прихватов и поса-
док бурового инструмента, залипания ко-
лонны бурильных труб в желобах и на участ-
ках искривления скважины.
Высокой смазочной способностью об-
ладают многие полимерные реагенты, вво-
димые в буровые растворы как стабилизато-
ры и понизители фильтрации. Однако, если
их смазочное действие недостаточно, в буро-
вые растворы специально вводят смазочные
добавки: нефть и жидкие нефтепродукты (в
виде эмульсий), окисленный петролатум,
нейтрализованные сульфированные жиры и
жирные кислоты разного происхождения.
Применяют также поверхностно-активные
вещества (сульфанол, неонол и другие) и
твердую смазку - графитовый порошок.
Термостабилизаторы повышают
устойчивость и работоспособность буровых
растворов в жестких термобарических усло-
виях бурения скважин, то есть при повы-
шенных температурах и давлениях Обычно
их используют для замедления термоокис-
лительных процессов, приводящих к хими-
ческой деградации и распаду органических
компонентов бурового раствора, главным об-
разом высокомолекулярных соединений -
понизителей фильтрации и регуляторов рео-
логических свойств.
Наиболее распространенные термоста-
билизаторы - хроматы и бихроматы щелоч-
ных металлов (особенно бихромат калия).
Иногда термостабилизаторы подбирают ин-
дивидуально с учетом особенностей молеку-
лярного строения полимерного реагента.
Эмульгаторы - вещества, способст-
вующие диспергированию (эмульгирова-
нию) в среде бурового раствора несмешива-
ющейся с ней жидкости и обеспечивающие
устойчивость полученной эмульсии. Эмуль-
гаторы могут быть прямого действия, то есть
стабилизирующие «прямые» эмульсии (типа
«масло в воде»), и обратного действия, стаби-
лизирующие «обратные», или инвертные,
эмульсии (типа «вода в масле»). Обычно
эмульгаторы - это поверхностно-активные
вещества (ПАВ), низкомолекулярные или по-
лимерные, растворимые преимущественно в
дисперсионной среде. Но как эмульгаторы
могут работать и высокодисперсные твер-
дые вещества, находящиеся в диспергиро-
ванном состоянии в одной из жидких фаз и
частично смачиваемые другой фазой.
В технологии промывки скважин при
получении эмульсий прямого типа использу-
ют сульфанолы, щелочные мыла, неонолы, а
также другие анионные и неионогенные
ПАВ; при получении инвертных эмульсий
применяют эмультал, «металлические» мыла
(например, кальциевые соли жирных и смо-
ляных кислот), некоторые катионные ПАВ и
другие маслорастворимые вещества с поляр-
ными группами в структуре молекул.
Пеностабилизаторы (пенообразова-
тели) - поверхностно-активные вещества,
растворимые полимеры, иногда высокодис-
персные твердые вещества, которые способ-
ствуют образованию пены и обеспечивают
ее устойчивость. Механизм их действия ос-
нован на том, что, скапливаясь на поверхно-
сти раздела «жидкость-газ», они создают ад-
сорбционный или фазовый «барьер», разде-
ляющий газовые пузыри и препятствующий
их слиянию (коалесценции) при соприкосно-
вении. Пеностабилизаторы добавляют в бу-
ровые растворы при их аэрации или при ис-
пользовании пенной промывки скважины.
Эффективные стабилизаторы пен на
водной основе - мылоподобные, то есть ми-
целлообразующие, поверхностно -активные
вещества. Наиболее распространенные ти-
пы промышленных ПАВ этого типа; щелоч-
ные жировые мыла, алкилбензолсульфона-
ты, алкилсульфаты, полиэтиленгликолевые
эфиры алкилфенолов и высших жирных
спиртов. Пенообразующая способность ПАВ
зависит от минерализации воды, значений
pH, температуры, присутствия в растворе
других веществ. Пенообразующее действие
указанных ПАВ усиливается, например, в
присутствии фосфатов, карбоксиметилцел-
люлозы, этаноламидов жирных кислот и ря-
да других соединений.
Пеногасители - поверхностно-актив-
ные вещества, введение которых в буровой
раствор препятствует нежелательному обра-
зованию пены или разрушает уже образовав-
шуюся пену. Пеногасители обладают более
высокой поверхностной активностью, чем
стабилизаторы пены, и поэтому вытесняют
их с межфазной поверхности. Но при этом
они не способны создать защитный барьер
против слияния пузырей, и жидкая прослой-
ка между пузырями легко прорывается.
Для снижения пенообразования в буро-
вые растворы часто добавляют технические
продукты, содержащие высшие жирные
спирты (например, сивушные масла), рас-
творы окисленного парафина или мылонаф-
та в жидком углеводороде, соапсток (отход
масложирового производства), жидкие неле-
тучие сложные и простые эфиры разного со-
става. Эффективные пеногасители - крем-
нийорганические соединения (например,
полиалкилсилоксановые жидкости в виде
эмульсий). Применяют также твердые по-
рошкообразные пеногасители (резиновую
или полиэтиленовую крошку, гидрофобизи-
рованный кремнезем), обычно в смеси с
жидким нефтепродуктом.
Флокулянты - высокомолекулярные
вещества, вызывающие образование в буро-
вом растворе рыхлых хлопьевидных агрега-
тов (флокул) из мелких (коллоидных) частиц
дисперсной фазы. Процесс образования
флокул называют флокуляцией и использу-
ют для облегчения очистки бурового раство-
ра от высокодисперсного бурового шлама.
Флокулянты, обычно в сочетании с мине-
ральными коагулянтами, используют также
при разделении твердой и жидкой фаз в про-
цессе переработки и утилизации жидких от-
ходов бурения.
Наиболее часто в качестве флокулян-
тов используют линейные полиакриламиды
с разной степенью гидролиза и молекуляр-
ной массой от Ь104до 1,5-107. Весьма эффек-
тивные флокулянты - полиэлектролиты ка-
тионного типа; в их числе химически моди-
фицированные (катионизированные) поли-
акриламиды, полимеры диаллилдиметилам-
моний хлорида и другие.
Бактерициды (антисептики) вводят в
буровые растворы для защиты реагентов от
микробиологической деструкции. В такой
защите нуждаются в первую очередь поли-
мерные реагенты из класса полисахаридов:
эфиры целлюлозы, крахмальные реагенты,
биополимеры типа ксантана. Бактерицид-
ным действием обладают фенол, формальде-
гид (параформ), но их применение для обра-
ботки буровых растворов ограничено гигие-
ническими и экологическими запретами.
Современные бактерицидные присадки к
полисахаридным реагентам и добавки к бу-
ровым растворам весьма разнообразны, спе-
цифичны, и производители этих препаратов
не всегда раскрывают их состав.
Умягчители воды - реагенты, снижа-
ющие концентрацию в ней ионов кальция и
магния. Избыточная концентрация этих ио-
нов не позволяет использовать в составе бу-
ровых растворов высокомолекулярные со-
единения с карбоксилатными группами (на-
пример, полимеры акрилового ряда) или вы-
зывает повышенный их расход. Повсемест-
но используемый для умягчения воды реа-
гент - карбонат натрия (кальцинированная
сода); используют для .этой цели также би-
карбонат натрия и фосфаты натрия.
Поглотители сероводорода исполь-
зуют в составе буровых растворов в случаях
возможного его проявления при бурении
скважин на некоторых нефтяных место-
рождениях. Наиболее часто используют же-
лезоокисные нейтрализаторы сероводоро-
да: железный сурик (Fe2O3), магнетит (Fe3O4)
тонкого помола, а также некоторые другие
соединения.
Ингибиторы коррозии позволяют из-
бежать преждевременного выхода из эксплу-
атации бурового оборудования и инструмен-
та, работающих в условиях повышенной аг-
рессивности промывочной жидкости. Кор-
розия стали усиливается в кислых средах и
при повышенных температурах, алюминие-
вых сплавов - в щелочных средах.
Коррозионную активность бурового
раствора усиливают растворенные в нем се-
роводород, углекислый газ, кислород. Поэто-
му компоненты бурового раствора, поглоща-
ющие или нейтрализующие эти вещества,
ингибируют коррозионные процессы. Введе-
ние специальных ингибиторов коррозии в
буровой раствор иногда целесообразно, но
практикуется редко.
Утяжелители - это порошкообраз-
ные химически инертные неорганические
материалы, вводимые в буровые растворы
для увеличения их плотности. Плотность бу-
ровых растворов без утяжелителей обычно
не превышает 1,08 г/см3, если используют
бентонитовую глину, и может повыситься до
1,3 г/см3 при использовании глин других ти-
пов. Однако содержание глины в буровом
растворе следует поддерживать на мини-
мально необходимом уровне, а увеличение
его плотности осуществлять с помощью утя-
желителей.
Основные технологические характери-
стики утяжелителей - их плотность и дис-
персный (фракционный) состав. Обычно в
товарном продукте ограничивается содержа-
ние частиц с размерами, выходящими за
пределы диапазона 5 - 95 мкм. Ниже пере-
числены основные виды утяжелителей, ис-
пользуемых в технологии буровых растворов.
Карбонатные утяжелители: известняк
(плотность 2,7 г/см3), доломит (2,8 - 2,9 г/см‘),
сидерит (3,8 - 3,9 г/см3). Эти материалы реко-
мендуется использовать для утяжеления бу-
ровых растворов, применяемых при вскры-
тии продуктивных пластов, так как они рас-
творяются при кислотной обработке пласта и
поэтому не вызывают его кольматацию.
Баритовый утяжелитель - баритовый
концентрат, полученный флотационным или
гравитационным обогащением баритовой
руды. Для утяжеления буровых растворов
используют разные марки концентрата с со-
держанием сернокислого бария от 80 до 95%
и плотностью 4,05-4,3 г/см3. Барит - наибо-
лее широко применяемый утяжелитель, сов-
местимый практически со всеми ингредиен-
тами буровых растворов любых типов.
Железистые утяжелители: гематито-
вый (содержание гематита 54-60 %, плот-
ность 4,15-4,4 г/см3), магнетитовый (содер-
жание магнетита 53-55 %, плотность
4,2-4,35 г/см3). Применяют также титано-
магнетитовые утяжелители, обладаемые
сильными магнитными свойствами и повы-
шенной абразивностью.
Свинцовые утяжелители применяют
для получения буровых растворов с плотнос-
тью свыше 2,3 г/см3. Основной утяжелитель
этой группы - галенит (свинцовый блеск),
имеющий плотность 7,4-7,6 г/см3.
Наполнители (кольматанты) нужны
для снижения потерь бурового раствора
вследствие его поглощения трещиноватыми
породами и пластами с другими нарушения-
ми макроструктуры.
Наиболее типичные наполнители - во-
локнистые, чешуйчатые и зернистые мате-
риалы, обычно промышленные отходы: дре-
весные опилки и стружки, резиновая и
пластмассовая крошка, измельченные текс-
тильные материалы, побочные продукты пе-
реработки сельскохозяйственной продукции
(шелуха семян, скорлупа орехов и др.) При-
меняют также измельченные минеральные
материалы: асбест, слюду, перлит, вермику-
лит, диатомит, карбонатные наполнители.
Литература
1. Башлык С.М., Зогибайло Г.Т., Кова-
ленко А.В. Основы гидравлики и прмывоч-
ные жидкости: Учебн. для техникумов. -М.:
Недра, 1993. - 240 с.
2. Булатов А.И., Макаренко П.П., Про-
селков Ю.М. Буровые промывочные и тампо-
нажные растворы: Учеб, пособие. -М.: Не-
дра, 1999. -424 с.
3. Булатов А.И., Пеньков А.И., Просел-
ков Ю.М. Справочник по промывке скважин.
-М.: Недра, 1984. - 317 с.
4. Грей Дж., ДарлиГ.С.Г. Состав и свой-
ства буровых агентов (промывочных жидко-
стей): Пер. с англ. - М.: Недра, 1985. - 509 с.
5. Резниченко И.Н. Приготовление, об-
работка и очистка буровых растворов. - М.:
Недра, 1982. - 230 с.
6. Рябченко В.И. Управление свойства-
ми буровых растворов. - М.: Недра, 1990. -
230 с.
7. Токунов В.И., Хейфец И.Б. Гидрофоб-
но-эмульсионные буровые растворы. - М.:
Недра, 1983. - 167 с.
ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
Бурение скважин в России ведётся в са-
мых различных районах, отличающихся по
своему геологическому строению. На каж-
дом этапе освоения каждой нефтегазонос-
ной провинции приходится сталкиваться с
различными аспектами бурения, которые
обусловлены особенностями залегания
прежде всего таких пород, как глины, соли,
проницаемые породы, представленные пес-
чаниками и трещиноватыми карбонатами.
В зависимости от уровня и достоверно-
сти геологической информации, уровня по-
знания природных явлений, технико-техно-
логических решений, технической оснащён-
ности, организации буровых работ, то в од-
них, то в других отложениях возникают серь-
ёзные барьеры в виде непрохождения и при-
хватов бурильного инструмента, прорабо-
ток, поглощений бурового раствора, некаче-
ственного цементирования обсадных ко-
лонн, их смятия, необходимости примене-
ния тяжёлых и дорогостоящих буровых рас-
творов.
Устойчивость стенок
скважины и связанные
с ними осложнения
Этот тип осложнений, прежде всего,
является результатом нарушения целостно-
сти стенок скважины вследствие потери ус-
тойчивости горных пород. Изменяются фор-
ма и размеры ствола скважины. Образуются
каверны и сужения ствола. Подобные ослож-
нения встречаются чаще всего при бурении
скважин в глинистых и солевых отложениях.
Проблема устойчивости глинистых по-
род постоянно возникает при бурении в
сложных горно-геологических условиях, ког-
да пласты залегают не согласно геологичес-
кому времени, перемяты и т.д., а также с уве-
личением глубины, когда резко возрастает
горное давление.
Для предупреждения и ликвидации ос-
ложнений из-за потери устойчивости гли-
нистых и солевых пород разработаны и ис-
пользуются многочисленные методы про-
гнозирования вскрытия зон осложнений,
технологические приёмы, системы буровых
растворов.
Сегодня известно, что бурение сква-
жин, особенно на большие глубины, сопро-
вождается многочисленными случаями су-
жения и кавернообразования в стволе, за-
труднений в проходимости инструмента из-
за осыпей и обвалов породы. Следствием
этого являются прихваты бурильной колон-
ны - аварии, которые ликвидируются в тече-
ние довольно длительного времени.
Эта проблема решается на основе ис-
следований физико-химических процессов
взаимодействия глинистых пород с буровы-
ми растворами, изучения их ионно-обмен-
ных реакций и влияния на ингибирующую
способность растворов.
В последние годы разработаны и внед-
ряются ингибирующие буровые растворы
(кальциевые с содержанием извести, калие-
вые с силикатами калия и др.).
Использование методов расчёта опти-
мальной плотности растворов с учётом гор-
ного давления, оценки ингибирующих
свойств буровых растворов позволяет резко
уменьшить осложнения и кавернообразова-
ния из-за осыпей и обвалов.
Поглощение буровых растворов
Основные горизонты, поглощающие
жидкость, как правило, являющиеся водона-
сыщенными, чаще всего приурочены к кар-
бонатным отложениям.
На месторождениях, находящихся на
поздней стадии эксплуатации, поглощения
происходят при бурении истощённых неф-
тяных пластов.
Поглощение буровых растворов в сква-
жине обусловлено проницаемостью, порис-
тостью, прочностью коллектора, пластовым
давлением.
При нормальных условиях бурения
циркуляция бурового раствора в скважине
не нарушается. При превышении гидроста-
тического давления в стволе под давлением
во вскрытом проницаемом пласте раствор
проникает в поры, трещины.
Снижение давления в скважине, по
сравнению с пластовым, приводит к движе-
нию жидкости из пласта в скважину и к во-
донефтепроявлению. Часто поглощение рас-
твора одним пластом приводит к снижению
давления в другом. При вскрытом нефтяном
пласте может произойти выброс нефти и от-
крытый нефтяной фонтан.
Для выбора метода изоляции зон по-
глощения пользуются величиной удельной
приёмистости пласта, привлекая данные
гидродинамических, геофизических спосо-
бов исследований в скважине осложнённого
интервала.
В большинстве районов страны на осно-
ве обобщения фактических данных разрабо-
таны рекомендации по выбору наиболее эф-
фективных методов борьбы с поглощениями.
При проводке скважин особое внима-
ние уделяется предотвращению поглоще-
ния. Основными профилактическими меро-
приятиями являются:
- поддержание минимально возможной
плотности бурового раствора;
- добавление в буровой раствор различ-
ного рода наполнителей.
Для продуктивных пластов, где воз-
можны газонефтепроявления, используется
нижний предел давления на зону поглоще-
ния, при котором давление на пласт должно
быть на 5-10 % выше давления в продуктив-
ном пласте.
При бурении с наполнителями реко-
мендуется применять смеси наполнителей
из разных материалов (гранулярные, хлопь-
евидные, волокнистые).
Имеется опыт бурения скважин через
зоны поглощения с промывкой аэрирован-
ными жидкостями. При этом поддерживает-
ся равновесие гидростатического и пласто-
вого давлений в течение времени прохожде-
ния поглощающего пласта.
Изоляция зон поглощения
тампонажными смесями
Широкое распространение для изоля-
ции зон поглощения получили различные
тампонирующие смеси на основе вяжущих
веществ и полимерных материалов, набира-
ющих прочность с течением времени и обра-
зующих непроницаемые барьеры, предот-
вращающие поглощение промывочной жид-
кости при бурении скважин.
К тампонирующим смесям предъявля-
ют следующие основные требования:
- смесь должна обладать хорошей теку-
честью и сохранять это свойство в течение
времени, необходимого для закачки и продав-
ливания её в каналы поглощающего пласта;
- плотность смеси должна быть близка
к плотности промывочной жидкости;
- после закачивания в зону поглощения
смесь должна быстро схватываться.
Наибольшее распространение получи-
ли тампонирующие смеси на основе вяжу-
щих веществ, например, смеси на основе це-
мента с ускорителем сроков схватывания.
В качестве ускорителей сроков схваты-
вания применяют: хлористый кальций,
кальцинированную соду, хлористый аммо-
ний, хлористый натрий, жидкое стекло и т.д.
При ликвидации поглощений высокой
интенсивности (60 м3/ч и более) в цемент-
ный раствор вводятся наполнители. Ввод
наполнителей обеспечивает снижение
удельного веса цементных растворов, повы-
шает закупоривающие свойства смеси и
способствует сокращению времени и
средств, затрачиваемых на борьбу с погло-
щениями промывочной жидкости.
В качестве наполнителей применяют-
ся: кожа-горох, кордное волокно, смола, ре-
зиновая крошка и др.
В качестве облегченных тампонирую-
щих составов применяются цементно-пер-
литовые смеси, приготовление которых про-
изводят путем введения в состав цементного
раствора вспученного перлита. Это легко-
весный материал с замкнутыми порами, по-
лучаемый при тепловой обработке перлито-
вого песка.
В некоторых случаях применяют
пластмассовые или стеклянные сферичес-
кие полые частицы. Размер частиц колеблет-
ся в пределах 50 - 300 мк, насыпной вес 0,1 —
0,25 г/см3.
Эффективность использования полых
микросфер при борьбе с поглощением обу-
славливается снижением избыточного дав-
ления на поглощающие пласты и закупори-
вающим действием этих частиц.
В карбонатных породах часто встреча-
ются зоны поглощения, представленные
крупными трещинами.
В этих случаях перекрыть их известны-
ми тампонирующими смесями не удается.
Для этого применяют смеси оригинального
состава.
К ним относится, например, тампони-
рующая смесь на углеводородной основе.
При затворении тампонажного цемен-
та с наполнителями и ускорителями сроков
схватывания на углеводородной основе (ди-
зельное топливо, нефть) получаются тампо-
нирующие смеси, способные загустевать
только при контакте с водой, замещающей
углеводородную жидкость.
При контакте с водой у зоны поглоще-
ния смесь превращается в высоковязкую
(нетекучую) пасту и затвердевает в течение
ограниченного времени.
Другой вариант подобного состава - со-
ляробентонитоцементная смесь. Наиболее
часто применяется в практике следующий
состав: 1 м3 углеводородной жидкости, 1000
- 1200 кг бентонитовой глины, 300 - 50 кг
цемента, 0,5 - 1 % ПАВ от веса смеси. В каче-
стве ПАВ применяют крезол.
Когда не удается зону поглощения изо-
лировать (3-5 % от всех вскрытых зон), в
скважину спускается дополнительная про-
межуточная колонна или специальный ме-
таллический перекрыватель.
Однако это мероприятие относительно
дорогое. К нему прибегают в крайних случаях.
Прихваты бурильного
инструмента
Прихваты бурильного инструмента яв-
ляются серьезной технической проблемой,
что иногда приводит к необходимости лик-
видации скважины.
Изучение проблем возникновения при-
хватов позволяет выделить следующие их
виды:
- прихваты под действием перепада
давления в системе скважина - проницае-
мый пласт,
- прихваты, вызванные нарушением
устойчивости пород слагающих стенки сква-
жины,
- прихваты вследствие образования
сальников,
- прихваты из-за заклинивания низа
бурильной колонны,
- прихваты вследствие желобообразо-
вания.
Наиболее распространенными являют-
ся прихваты колонны труб под действием пе-
репада давления в системе скважина-пласт.
При этом степень сложности прихвата
зависит от разности между гидростатичес-
ким и пластовым давлениями, от площади
контакта колонны труб со стенкой скважи-
ны. Трубы по поверхности своей вдавлива-
ются в фильтрационную корку в зоне прони-
цаемого пласта. Усилия страгивания колон-
ны достигают сверхбольших значений. Ино-
гда не удается их сдвинуть.
Другой распространенной причиной
прихватов является нарушение устойчивос-
ти стенок скважин из-за осыпей и обвалов.
Обвалы пород обусловлены физико-химиче-
ским воздействием буровых растворов, их
фильтратом, а также механическим воздей-
ствием бурового инструмента при его вра-
щении и спуско-подъемных операциях.
Для ликвидации прихватов применяют
различного типа ударные механизмы и спо-
собы гидромеханического воздействия. Од-
нако затраты на ликвидацию аварий, свя-
занных с прихватом бурильного инструмен-
та, остаются большими.
Кольматация проницаемых
пород
Наличие проницаемой поверхности у
стенки ствола в интервале продуктивных
пластов необходимо сохранить, чтобы затем
получить максимальной дебит нефти.
Однако наличие фильтрационной кор-
ки на нефтяных и водоносных пластах мо-
жет приводить к прихвату бурильного инст-
румента.
Во ВНИИБТ был впервые предложен
способ кольматации проницаемых пластов
путем многократного ее удаления с поверх-
ности проницаемого пласта с тем, чтобы ча-
стицы твердой фазы раствора проникли в
глубь стенки и создали в ней экран, который
в продуктивном пласте мог быть прострелен
пулями перфоратора после спуска колонны.
Воздействие на проницаемую поверх-
ность пласта производят комплексно очис-
тительными элементами - скребками и гид-
ромониторной струей.
Кольматация проницаемых пластов
позволяет убрать фильтрационную корку и,
следовательно, снизить фактор прихвата бу-
рильного инструмента под воздействием
дифференциального давления в системе
скважина-пласт.
Способ кольматации получил широкое
распространение. В настоящее время часто
применяют только гидроструйную обработку.
Однако это не дает полного эффекта закупо-
ривания. В некоторых случаях даже получа-
ется отрицательный эффект из-за разруше-
ния породы в пристенной части, что прини-
мается за удаление фильтрационной корки.
Результаты замеров диаметра ствола до
и после обработки только гидроструйным
способом подтверждают эти выводы.
Осложнения при креплении
и цементировании скважин
Основные осложнения при цементиро-
вании обсадных колонн приходятся на недо-
подъём тампонажного раствора, межпласто-
вые перетоки, флюидопроявления, недопуск
колонн.
Именно они обуславливают необходи-
мость проведения большого объёма ремонт-
ных работ, средняя продолжительность ко-
торых составляет около 10 суток.
Недоподъём тампонажного раствора
происходит не во всех скважинах. Чаще все-
го причиной является наличие в разрезе про-
ницаемого пласта, который, будучи пере-
крыт фильтрационной коркой, при бурении
не поглощает, а при закачке цементного рас-
твора, когда давление на него резко повыша-
ется, начинает поглощать раствор. В некото-
рых случаях в такой пласт уходит несколько
кубометров тампонажного раствора.
Предупредить эти явления можно толь-
ко за счёт повышения качества подготовки
пласта к этой операции: кольматировать по-
тенциально поглощающий пласт, ввести в
цементный раствор облегчающие добавки,
инертные наполнители.
Межпластовые перетоки - основная
причина обводнения нефтяных пластов. Пе-
реток из одного пласта в другой происходит
из-за некачественной подготовки ствола к
цементированию колонны: например, когда
цементный раствор в наклонной скважине
располагается односторонне: когда пере-
мычка между нефтяным и водоносным плас-
тами маленькая (2 - 4 м), причём в водонос-
ном пласте пластовое давление на 5 - 6 МПа
выше, чем в нефтяном.
ВСКРЫТИЕ И ОСВОЕНИЕ
ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Вскрытие продуктивных нефтяных, газо-
вых и газоконденсатных пластов является пер-
вым и наиболее важным, ответственным и эко-
номически значимым этапом буровых работ по
заканчиванию эксплуатационных и разведоч-
ных скважин, от качества выполнения которых
зависит возможность получения потенциаль-
новозможного притока нефти, газа и газокон-
денсата из вскрываемых объектов и обеспече-
ния при этом минимальных затрат времени и
средств на освоение скважин.
Проведению работ по вскрытию продук-
тивных пластов на конкретно выбранном мес-
торождении должен предшествовать детальный
анализ геолого-технических условий проводки
скважин, основными из которых являются:
• литолого-стратиграфическая характери-
стика разреза,
• глубина залегания и толщина вскрывае-
мого пласта (интервал вскрытия),
• физико-механические свойства горных
пород интервала вскрытия пласта и устойчи-
вость их к разрушению под действием различ-
ных факторов,
• газоводонефтеносность вскрываемых
пластов,
• коллекторские свойства продуктивного
пласта и физико-химические свойства насыща-
ющих его флюидов,
• давление и температура флюида в интер-
вале вскрытия,
• интервалы возможных осложнений при
проводке скважин (поглощение бурового раство-
ра, газонефтеводопроявления, осыпи и обвалы
стенок скважин, прихватоопасность и т.п.),
• конструкции скважин и характеристики
их призабойной части (открытый или перекры-
тый ствол),
• устьевое и противовыбросовое оборудо-
вание,
• типы и параметры применяемых буро-
вых растворов,
• системы дегазации и очистки буровых
растворов.
Для правильного подхода к вскрытию про-
дуктивного пласта необходимо иметь, прежде
всего, ясное представление о характеристике
его коллекторских свойств, давлении и темпера-
туре флюида в интервале вскрытия.
Коллекторские свойства продуктивных
пластов определяются гранулометрическим со-
ставом, пористостью, проницаемостью и тре-
щиноватостью составляющих их пород.
Гранулометрический состав горной поро-
ды характеризует количественное содержание в
ней частиц и их размеры. По гранулометричес-
кому составу выделяют разнообразные породы:
глины, алевриты, пески, известняки и т.д.
Количественное содержание и соотноше-
ние фракций частиц в известной степени опре-
деляют пористость, проницаемость и коллек-
торские свойства породы.
Под пористостью горной породы (продук-
тивного пласта) понимают наличие в ней пустот
(пор, каверн, трещин и тд), не заполненных
твердым веществом. Пористость характеризует
способность породы вмещать в себя нефть, газ и
воду и определяется как отношение пор образца
породы V„ к видимому объему этого образца Ко и
выражается в процентах: т = VJ Ио-100 %.
Пористость песчаных нефтесодержащих
пород колеблется примерно в пределах от 3 до 40
% и в основной массе составляет 16-25 %, пори-
стость карбонатных нефтенасыщенных пород
изменяется в пределах от 2 до 30 %.
Проницаемостью горной породы называ-
ется способность ее пропустить через себя жид-
кость или газ. Одни породы (к примеру, некото-
рые глины) могут иметь большую пористость, но
малую проницаемость, другие (например, изве-
стняки), наоборот, - малую пористость, но высо-
кую проницаемость.
За единицу измерения проницаемости
принимают дарси. Это проницаемость такой
пористой среды, через поперечное сечение ко-
торой площадью 1 см3 при перепаде давления
0,1 МПа на 1см длины расход жидкости вязкос-
тью 1 сантипуаз составляет 1 см'/с. Проницае-
мость в этом случае имеет размерность площа-
ди- см2. Величина, равная 0,001 дарси, называ-
ется миллидарси.
Проницаемость нефтесодержащих пород
варьирует от нескольких десятков до 5000 мил-
лидарси. В среднем проницаемость коллекторов
нефтяных месторождений колеблется в преде-
лах от 200 до 1000 миллидарси.
Пластовое давление. Основными источ-
никами энергии в пластах являются: напор кра-
евой воды, подошвенной воды, газа газовой
шапки, давление растворимого газа в нефти, си-
ла тяжести, упругость пласта и насыщающих
его нефти, воды и газа. Эти силы могут прояв-
ляться раздельно или совместно. Как правило,
пластовое давление увеличивается с глубиной,
подчиняясь определенной закономерности, и
изменяется в пределах 0,08 - 0,12 МПа на каж-
дые 10 м глубины, в среднем составляя 0,1 МПа
на 10 м, что соответствует гидростатическому
давлению столба воды. Однако имеются нефтя-
ные и газовые месторождения, где пластовое
давление значительно превышает величину ги-
дростатического давления, и градиент пласто-
вого давления может составить 0,24 МПа на 10
м глубины скважины.
Температура пласта. О температуре
нефтяных и газовых пластов судят по геотерми-
ческой ступени и геотермическому градиенту.
Геотермическая ступень - это расстояние в мет-
рах, при углублении на которое температура по-
род повышается на 1 °C и определяется по фор-
муле
H-h
G =------,
T-t
где G - геотермическая ступень, м/°С;
Н - глубина места определения темпе-
ратуры, м;
h - глубина слоя с постоянной темпера-
турой, м:
Т- температура на глубине Н, °C;
t - средняя годовая температура возду-
ха на поверхности, °C.
Геотермический градиент - это прирост
температуры в °C при углублении на каждые
100 м определяется по формуле:
(T-t)lOO
Г =------------.
H-h
Зависимость между геотермической
ступенью и геотермическим градиентом вы-
ражается соотношением
100
Г=------.
G
Для верхних слоев земной коры (10-20 км)
геотермическая ступень в среднем равна 33 м и
колеблется для различных участков земного ша-
ра значительных в пределах 8 -100 м.
Основным требованием, предъявляемым к
вскрытию продуктивных пластов, является со-
хранение их естественных (природных) коллек-
торских свойств, которые могут существенно и
нередко необратимо снизиться (особенно на мес-
торождениях, характеризующихся сложным
строением и недостаточно изученными условия-
ми залегания нефти, газа и газоконденсата, а
также находящихся в поздней стадии разработ-
ки) из-за проникновения бурового раствора, его
фильтрата и твердых частиц в пористую среду, в
результате чего возможно снижение проницае-
мости коллектора по углеводородным флюидам.
Снижение проницаемости происходит за счет
набухания глинистых частиц, содержащихся в
породах, слагающих коллектор; образования в
поровом пространстве нерастворимых осадков
вследствие взаимодействия фильтрата раствора
и пластовых жидкостей, блокирующего дейст-
вия фильтрата и воды, обусловленного капи-
ллярными и молекулярно-поверхностными яв-
лениями, происходящими в поровом простран-
стве; образования в пласте стойких водонефтя-
ных эмульсий; закупоривания пор твердыми ча-
стицами, проникающими в пласт вместе с филь-
тратом, и др.
Принципиально существуют три техноло-
гии бурения скважин и вскрытия продуктивных
пластов: на репрессии, равновесии и депрессии.
Каждая из этих технологий реализуется в зави-
симости от конкретных горно-геологических ус-
ловий месторождений.
Применяемая на большинстве нефтяных,
газовых и газоконденсатных месторождениях
России техника и технология вскрытия продук-
тивных пластов, основанная на создании и под-
держании заданной величины репрессии, зачас-
тую превышающей установленные нормы, явля-
ется неприемлемой, т.к. не отвечает требовани-
ям сохранения естественных коллекторских
свойств продуктивных объектов и, как следст-
вие, повышения показателей извлечения нефти,
газа и газоконденсата из недр.
Главным и технологически наиболее при-
емлемым и надежным условием предупрежде-
ния проникновения бурового раствора и/или его
составляющих в продуктивный пласт является
обеспечение в процессе его вскрытия бурением
равновесия между давлением столба бурового
раствора в скважине и пластовым давлением,
т.е. когда перепад давления в системе скважина-
пласт равен нулю или близок к этой величине,
либо депрессии, т.е. отрицательного дифферен-
циального давления в системе скважина-пласт
на минимально допустимом уровне.
В настоящее время известны технологии
вскрытия продуктивных пластов с использова-
нием различных циркуляционных агентов (раз-
нообразных типов традиционных буровых рас-
творов и газожидкостных систем), позволяющие
обеспечивать необходимое дифференциальное
давление в системе скважина-пласт при различ-
ных пластовых давлениях (нормальных, ано-
мально высоких и аномально низких).
При пластовых давлениях выше гидроста-
тического, в т.ч. аномально высоком пластовом
давлении (АВПД), используются буровые раство-
ры на водной или углеводородной основе, обес-
печивающие возможность вскрытия продуктив-
ных пластов на равновесии.
При пластовых давлениях ниже гидроста-
тического, в т.ч. аномально низком пластовом
давлении (АНПД), применяются газожидкост-
ные системы (аэрированные буровые растворы,
стабильные пены, азотированная нефть и др.),
обеспечивающие возможность вскрытия про-
дуктивных пластов на депрессии и равновесии.
Вскрытие продуктивных пластов на равно-
весии и депрессии в системе скважина-пласт
возможно в определенных геолого-технических
условиях проводки скважин. Этими условиями
являются:
1) величина пластового давления и темпе-
ратура, ожидаемый дебит;
2) относительно высокая устойчивость по-
род интервала вскрытия пласта;
3) крепление скважины обсадной колонной
до кровли продуктивного пласта;
4) применение буровых растворов и газо-
жидкостных систем с соответствующими физи-
ко-химическими свойствами (плотностью, вяз-
костью, статическим напряжением сдвига, водо-
отдачей, ингибирующей способностью бурового
раствора или его фильтрата по отношению к
проходимым породам и др.);
5) использование комплекса специального
(дополнительного) технологического оборудова-
ния и бурильного инструмента и его адаптация -
технологически грамотное применение в сочета-
нии со стандартным оборудованием буровой ус-
тановки.
Требуемый комплекс специального техно-
логического оборудования включает: вращаю-
щийся и/или универсально-вращающийся пре-
вентор, системы создания и регулирования про-
тиводавления на устье скважины, сепарации и
дегазации газированного бурового раствора, от-
вода и поджига сепарированного газа, буриль-
ный инструмент (ведущие трубы, шаровые кра-
ны и обратные клапаны для бурильных труб), пе-
редвижные компрессорные установки высокой
производительности и рабочего давления, ком-
прессорно-азотные установки высокой произво-
дительности и рабочего давления, системы деаэ-
рации аэрированных и азотированных буровых
растворов и стабильных пен.
Реализация правильно выбранного ком-
плекса специального технологического оборудо-
вания и новых технологий, связанных с вскры-
тием продуктивных пластов на равновесии и де-
прессии давлений в системе скважина-пласт, в
конкретных геолого-технических условиях мес-
торождений позволяет;
1) обеспечить наиболее благоприятные ус-
ловия для сохранения естественных коллектор-
ских свойств продуктивных объектов и, как
следствие, получить потенциально-возможный
дебит скважины;
2) вскрывать до проектной глубины про-
дуктивные пласты с пониженными против пер-
воначальных и аномально низкими пластовыми
давлениями;
3) предупредить неконтролируемые газо-
нефтеводопроявления и предотвратить выбросы
пластовых флюидов и открытых фонтанов, бла-
годаря возможности обеспечения оперативного
контроля и регулирования давления в системе
скважина-пласт;
4) обеспечить быстрое и надежное пере-
крытие устья скважины, глушение (успокоение)
скважины путем создания противодавления на
устье скважины и/или использования бурового
раствора с соответствующими параметрами;
5) исключить возможность гидроразрыва
пород продуктивного пласта и тем самым преду-
предить возможность осложнений, связанных с
поглощением бурового раствора и газонефтево-
допроявл ениями;
6) исключить возможность прихвата бу-
рильной колонны под действием дифференци-
ального перепада давления;
7) производить оценку дебита флюида в
процессе вскрытия пласта;
8) предотвратить загрязнение окружаю-
щей среды пластовыми флюидами:
9) получить существенный экономический
эффект:
- за счет обеспечения потенциальновоз-
можного притока флюида из продуктивного пла-
ста и существенного снижения времени на вы-
зов притока флюида и освоение скважины;
- возможности вовлечения в активную раз-
работку низкорентабельных запасов нефти и газа;
- сокращения сроков окупаемости сква-
жин;
- увеличения показателей работы долот
(проходки на долото, стойкости долот и механи-
ческой скорости бурения);
- снижения расхода материалов, топлива и
энергии благодаря сокращению продолжитель-
ности вскрытия продуктивного пласта и исклю-
чения осложнений.
На практике применяют несколько вари-
антов вскрытия продуктивных пластов, основ-
ными из которых являются следующие:
Вариант 1. Вскрытие продуктивного пла-
ста осуществляют на всю его толщину до проект-
ной глубины скважины без предварительного
перекрытия обсадной колонной пород, располо-
женных выше кровли пласта. Обсадную (эксплу-
атационную) колонну спускают в скважину, це-
ментируют и перфорируют после окончания
всех работ по вскрытию продуктивного пласта
бурением (рис. 7.1, а).
Вариант 2. Для перекрытия и изоляции
вышележащих пород до глубины залегания
кровли продуктивного пласта спускают обсад-
ную колонну и цементируют. Затем осуществля-
ют вскрытие продуктивного пласта долотом тре-
буемого диаметра. Вскрытый интервал продук-
тивного пласта оставляют открытым (необса-
женным) (рис. 7.1, б).
Вариант 3. Отличается от предыдущего
варианта тем, что ствол скважины в интервале
продуктивного пласта перекрывают фильтром,
который подвешивают в обсадной колонне.
Кольцевое пространство между обсадной колон-
ной и фильтром при необходимости изолируют
пакером (рис. 7.1, в).
Вариант 4. В скважину до кровли продук-
тивного пласта предварительно спускают обсад-
ную колонну и цементируют. Вскрывают продук-
тивный пласт, вскрытый интервал и несколько
выше него перекрывают хвостовиком и цемен-
тируют его по всей длине. Затем перфорируют
хвостовик в требуемом интервале (рис. 7.1, г).
Вариант 5. Отличается от первого вариан-
та тем, что нижний участок спускаемой обсадной
колонны, приходящийся на интервал вскрытого
продуктивного пласта, предварительно перфори-
руют и затем цементируют лишь в интервале вы-
ше кровли продуктивного пласта (рис. 7.1, д).
Каждый из указанных вариантов вскры-
тия продуктивного пласта имеет определенные
преимущества и недостатки и выбирается в за-
висимости от конкретных геолого-технических
условий строительства скважины.
В настоящее время имеются все основания
считать, что одним из наиболее перспективных
и практически значимых направлений дальней-
шего развития научно-технического прогресса в
нефтегазодобывающей промышленности явля-
ется разработка, создание и широкомасштабное
внедрение принципиально новой системы раз-
работки и эксплуатации месторождений нефти и
газа за счет бурения горизонтальных и разветв-
ленно-горизонтальных (РГ) скважин.
Новая технология бурения горизонтальных
и РГ-скважин предопределила новые подходы к
решению проблем, связанных с проводкой сква-
жин и добычей нефти и газа, заставляет специа-
листов-буровиков переосмыслить существую-
щие представления о способах бурения и вскры-
тия продуктивных пластов в таких скважинах, их
конструкциях, компоновках бурильных колонн,
выборе типов и параметров буровых растворов
для вскрытия продуктивных пластов и т.д.
Практика показывает, что вскрытие про-
дуктивных пластов горизонтальными и РГ-ство-
лами позволяет:
- значительно сократить удельные капи-
тальные затраты на поиски, разведку, разработ-
ку и эксплуатацию месторождений, особенно в
районах, характеризующихся высоким уровнем
расходов:
- повысить технико-экономическую эф-
фективность бурения, т.к. одна горизонтальная
скважина большой протяженности или РГ-сква-
жина заменяет по производительности несколь-
ко вертикальных скважин, расположенных в не-
посредственной близости;
- интенсифицировать приток нефти и газа
к горизонтальным стволам, благодаря увеличе-
нию поверхности фильтрации и полезной протя-
женности ствола скважины, создающемуся гра-
витационному режиму на поверхности, охвачен-
ной этими скважинами;
- увеличить извлечение нефти и газа из
коллекторов, особенно с низким пластовым дав-
Рис. 7.1. Схемы вскрытия продуктивных пластов:
1 - обсадная колонна, 2 - цементный камень, 3 - нефтеносные пласты, 4 - водоносные пласты, 5 -
перфорация, 6 - открытый ствол, 7 - пакер, 8 - фильтр, 9 - стенка скважины, 10 - хвостовик
лением на истощенных месторождениях и кол-
лекторов с вертикальной трещиноватостью;
- исключить или существенно снизить воз-
можность поступления воды в скважину в про-
цессе эксплуатации;
- существенно уменьшить вредное воздей-
ствие результатов проведенных работ по буре-
нию и добыче нефти и газа на окружающую сре-
ду, поскольку снижается число буровых площа-
док, создаваемых амбаров и резервуров для бу-
рового раствора;
- обеспечить сохранность недр (в первую
очередь, пластов, являющихся источниками во-
доснабжения населения питьевой водой), благо-
даря сокращению числа скважин;
- повысить поглотительную способность
нагнетательных скважин, а также скважин для
сброса загрязненных сточных вод в поглощаю-
щие пласты и т.д.
Накопленный опыт эксплуатации горизон-
тальных и РГ-скважин свидетельствует о том,
что, в сравнении с обычными вертикальными
скважинами, дебит нефти увеличивается в 2-5
раз, а дебит газа - в 3-8 раз, вследствие чего обес-
печивается значительное повышение суммар-
ной нефтегазоотдачи продуктивных пластов.
Как известно, существующая на многих
нефтяных и газовых месторождениях практика
вскрытия продуктивных пластов вертикальны-
ми стволами с промывкой традиционными буро-
выми растворами не обеспечивает сохранения
естественных коллекторских свойств пласта,
вследствие чего скважины вводятся в эксплуата-
цию с меньшей производительностью против
потенциально возможной. Вполне очевидно, что
вскрытие продуктивных пластов горизонталь-
ными и РГ-скважинами с промывкой этими рас-
творами также не обеспечит возможность полу-
чения потенциального дебита скважины.
В этой связи целесообразно при вскрытии
продуктивных пластов горизонтальными и РГ-
стволами применять в соответствующих геоло-
го-технических условиях либо технологию буре-
ния на равновесии с промывкой специальными
буровыми растворами, либо технологию буре-
ния на депрессии с использованием газообраз-
ных агентов (аэрированных буровых растворов,
стабильных пен, азотированной нефти и др.),
как обеспечивающие наиболее благоприятные
условия для сохранения естественных коллек-
торских свойств продуктивного пласта.
В последние годы все большее распростра-
нение получает технология бурения с использо-
ванием установок с гибкими непрерывными тру-
бами как при капитальном ремонте скважин, за-
буривании вторых стволов, в т.ч. и горизонталь-
ных, из старого фонда вертикальных скважин,
так и при бурении эксплуатационных и разведоч-
ных скважин. Использование этих установок с
включением азота в системы буровых растворов,
в тч. нефти и дизельного топлива, позволяет на-
дежно, эффективно и экономично решать многие
проблемы, связанные с заканчиванием и капи-
тальным ремонтом скважин как на суше, так ина
море, по сравнению применением обычно свин-
чиваемых труб при бурении на депрессии. Высо-
кая мобильность, быстрый монтаж, гарантиро-
ванная надежность работы установки и совер-
шенная система контроля и управления процес-
сом позволяют не только экономить затраты вре-
мени и средств и обеспечить безопасность веде-
ния буровых работ при заканчивании скважин,
но и повысить их продуктивность.
Освоение скважин
Качественное вскрытие продуктивных
пластов имеет исключительно важное значение
для последующего освоения и эксплуатации
скважин и месторождения в целом.
Для эффективной эксплуатации скважин
необходимо правильно выбрать технологию и
технические средства для вскрытия пласта,
обеспечивающие наиболее благоприятные усло-
вия притока в скважину нефти или газа и исклю-
чающие при этом возможность возникновения
аварийной ситуации. От правильного решения
этих основных вопросов зависит успешность ос-
воения скважин и получение из них максималь-
ных (потенциально возможных) дебитов.
Технические средства и технологию
вскрытия пласта выбирают применительно к ге-
олого-физической характеристике продуктив-
ных пластов в конкретных местах вскрытия их
скважинами. Эти пласты могут быть представ-
лены двумя основными группами:
- пласты, характеризующиеся высоким
давлением, в т.ч. АВПД, высокой и низкой про-
дуктивностью ;
- пласты, характеризующиеся низким дав-
лением, в т.ч. АНПД, и в основном относительно
низкой продуктивностью.
В основе всех существующих способов ос-
воения скважин лежит снижение давления стол-
ба жидкости в скважине ниже пластового и со-
здание депрессии в системе скважина-пласт, до-
статочной для преодоления сопротивлений
фильтрации пластового флюида и вызова его
притока в скважину.
В зависимости от характеристики вскры-
того пласта (пластовое давление, состав, плот-
ность, ожидаемый дебит флюидов - нефти или га-
за и др.), применяют различные способы созда-
ния депрессии в системе скважина-пласт (вызова
притока), основными из которых являются:
- замена жидкости (бурового раствора), на-
ходящейся в скважине, жидкостью с меньшей
плотностью, в первую очередь, на воду;
- снижение уровня жидкости в скважине
путем нагнетания в нее инертного газа (азота,
углекислого газа, выхлопных газов от двигателей
внутреннего сгорания и др.);
- снижение уровня жидкости в скважине
посредством сваба (свабированием) или желон-
ки (тартанием).
В скважинах, в которых вскрытие продук-
тивного пласта осуществлялось с промывкой бу-
ровым раствором плотностью выше единицы,
первым действием по созданию депрессии в сис-
теме скважина-пласт является, как правило, пе-
ревод жидкости в скважине на техническую во-
ду. Это действие в большинстве случаев бывает
достаточным для обеспечения притока нефти
или газа из продуктивного пласта в скважину,
особенно для пластов первой группы.
В тех случаях, когда при переходе с бурово-
го раствора в скважине на воду величина депрес-
сии оказывается недостаточной для вызова при-
тока из пласта, ее увеличивают:
- снижением уровня жидкости в скважине
различными способами - путем нагнетания в нее
инертных газов, аэрированной воды, тартания
или свабирования;
- заменой части столба жидкости в сква-
жине на аэрированную жидкость или пену.
Для предупреждения нарушения целост-
ности продуктивного пласта и поступления по-
роды в скважину, особенно, когда коллектор пла-
ста представлен слабосцементированными по-
родами, необходимо обеспечить постепенное и
плавное снижение давления, т.е. не создавать
резкой депрессии в системе скважина-пласт.
В тех случаях, когда не удается вызвать
приток флюидов из вскрытого продуктивного
пласта или полученный дебит не соответствует
потенциальным возможностям этого пласта,
оказывают различные воздействия на продук-
тивный пласт (химическое, физическое, физико-
химическое и др.) и снова повторяют работы по
созданию депрессии в системе скважина-пласт.
Во всех случаях дебит скважины определя-
ют при различных депрессиях и с учетом геоло-
гических и других факторов устанавливают и
применяют наиболее оптимальный режим отбо-
ра пластового флюида.
Оценка качества вскрытия
продуктивного пласта
Качественное вскрытие продуктивных
пластов бурением (первичное вскрытие), кото-
рое сводится, в первую очередь, к максимально
возможному сохранению естественной прони-
цаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), явля-
ется крайне необходимым, но недостаточным
условием для получения наиболее высокого зна-
чения относительной продуктивности (ОП), при-
нятой специалистами за критерий оценки каче-
ства заканчивания скважины, в т.ч. и вскрытия
продуктивного пласта.
Под относительной продуктивностью по-
нимается отношение фактической продуктивно-
сти пласта к потенциально возможной (теорети-
ческой). Для обеспечения максимального значе-
ния ОП сохранение естественной проницаемос-
ти ПЗП должно соблюдаться и на всех последую-
щих этапах заканчивания скважины, а именно:
при разобщении (креплении) пластов или от-
дельного пласта, перфорации скважины (вто-
ричное вскрытие) и освоении скважины.
Качество вскрытия продуктивного пла-
ста оценивают также по удельному дебиту
скважины Qy т/сутки, м и удельной продук-
тивности qm. При этом за удельный дебит
принимается количество добываемой нефти
Q в тоннах за сутки на 1 м эффективной тол-
щины пласта h , т.е.
Под удельной продуктивностью понима-
ют т/сутки.м.ат удельный дебит на 1 ат пере-
пада давления в системе скважина-пласт (де-
прессии) - ЛР
а
ДР
Литература
1. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие
и освоение нефтегазовых скважин. -М.: Не-
дра, 1972.
2. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и
газовых скважин - Издание пятое. -М.: Недра,
1985.
3. Жданов М.А. Нефтепромысловая гео-
логия// Гос.НТИ нефтяной и горно-топлив-
ной литературы. -М.: 1962.
4. Касьянов Н.М.. Штырлин В.Ф. Вопро-
сы повышения качества вскрытия продук-
тивных пластов//Серия Бурение. ВНИИО-
ЭНГ. -М.: 1969.
5. Соловьев Е.М. Заканчивание сква-
жин. -М.: Недра, 1979.
6. Тагиров К.М.,Гноевых А.Н., Лобкин
А.Н. Вскрытие продуктивных пластов с ано-
мальными давлениями. -М.: Недра, 1996.
ОТБОР ПРОБ И ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ
Основная задача отбора проб - подъем
натурных образцов вещества из скважины с
целью получения следующей информации:
О литологическом составе и фильтра-
ционно-емкостных свойствах пород.
О параметрах пластового флюида.
О физико-механических свойствах по-
род разреза.
Образцы могут отбираться в виде керна,
получаемого с забоя или стенок скважины,
шлама и непосредственно пластового флюида.
Условия проведения работ характеризу-
ют сложность отбора проб и требования к их
качеству. Пробы отбираются, в зависимости от
назначения скважин, либо по всему стволу
скважины, либо поинтервально. Например, на
стадии подготовки месторождений к разработ-
ке для детального изучения свойств коллекто-
ров и получения информации, необходимой
для подсчета запасов и составления проекта
разработки, бурят специальные базовые сква-
жины со сплошным отбором керна из продук-
тивных пластов. В параметрических скважи-
нах отбор керна проектируется в объеме до 20
% от длины ствола, в поисковых - 10-12 %.
Керн, отобранный для прямой оценки ос-
таточной водо- и нефтенасыщенности, должен
быть тщательно и немедленно после извлече-
ния герметизирован. В некоторых случаях тре-
буется отбор герметизированного керна непо-
средственно с забоя скважины при сохранении
пластового давления. В ходе бурения отбирают-
ся образцы шлама, которые являются источни-
ком дополнительной информации.
После бурения скважины для изучения
интервалов разреза, недостаточно изучен-
ных как по данным бурения, так и по дан-
ным геофизических исследований, произво-
дят отбор образцов (боковых грунтов) из сте-
нок скважины.
Опробование пластов в процессе бурения
проводят одновременно с испытаниями плас-
та трубными испытателями. Испытатели пла-
стов могут опускаться в скважину как на бу-
рильных трубах, так и на каротажном кабеле.
Процесс отбора проб зависит от вида
пробы. Отбор керна обычно осуществляется в
следующей последовательности: спуск керно-
приемника, обуривание, захват и подъем кер-
на. Спуск и подъем керноприемного (колонко-
вого) снаряда может производиться либо на
бурильных трубах, либо на тросе. Инстру-
мент для обуривания керна, как правило, опу-
скается на забой на бурильных трубах. Его
вращение может осуществляться как поверх-
ностным, так и погружным вращателем.
Шлам отбирают с помощью специаль-
ного набора сит через равные интервалы
разреза (от 1 до 10 метров). Пробы промыва-
ют, просушивают и укладывают в пробирки
или в пакеты.
8.1 .Снаряды для колонкового
бурения (керноприёмные
устройства) и бурильные
головки к ним
Все снаряды колонкового бурения вне
зависимости от конструкций состоят из сле-
дующих основных частей:
- инструмент для разрушения породы
вокруг обуриваемого керна (бурильная голо-
вка или кольцевая коронка);
- внешний корпус или внешняя колон-
ковая труба для передачи нагрузок на поро-
доразрушающий инструмент;
- внутренняя колонковая тр}б а( керно -
приёмник) для сохранения и выноса керна;
- кернодержатель (кернорватель);
- устройство для транспортирования
керноприемного снаряда (переводник на бу-
рильные трубы или ловитель для подъёма
керноприемника на канате).
По принципу применения снаряды для
колонкового бурения подразделяют на сна-
ряды (керноприёмные устройства) с несъём-
ной (постоянной) колонковой трубой и на
снаряды со съёмной грунтоноской. При ра-
боте снарядами для колонкового бурения
грунтоноской керн извлекается специаль-
ным ловителем на канате, бурильную голо-
вку поднимают после полной её отработки.
После подъёма загруженной грунтоно-
ски спуск новой протекает следующим обра-
зом. При спуске ловитель захватывает грун-
тоноску за головку, соединённую с колонко-
вой трубой. После захвата грунтоноски лови-
телем её поднимают лебёдкой, установлен-
ной на поверхности. После подъёма грунто-
носки с керном в бурильные трубы сбрасы-
вают пустую грунтоноску, которая, дойдя до
снаряда, садится головкой на опору. Буре-
ние продолжается. В последнее время почти
повсеместно используют снаряды для колон-
кового бурения со съёмной грунтоноской.
Бурение с отбором керна, то есть коль-
цевым забоем, по сравнению с бурением
сплошным забоем, требует совмещения в оп-
тимальных соотношениях максимального
темпа углубления скважины и сохранности
образуемого керна. Последнее может быть
достигнуто при рационально выбранных вы-
сокоэффективном породоразрушающем ин-
струменте и технологии бурения.
Бурильная головка должна обеспечить
максимальную механическую скорость уг-
лубления кольцевой части забоя, оставляя
нетронутой центральную часть - керн.
Керноприемное устройство, компонов-
ка низа бурильной колонны (КНБК) и вы-
бранный режим бурения должны обеспечить
снижение до минимума факторов, отрица-
тельно влияющих на процесс образования и
сохранность керна. К таким фактором отно-
сятся продольный изгиб, вибрации инстру-
мента и размыв керна при неоправданно вы-
соких скоростях истечения промывочной
жидкости из каналов бурильной головки.
К настоящему времени ВНИИБТ разра-
ботаны, а промышленностью освоены про-
изводятся бурильные головки для скважин
диаметром 120,6 4- 295,3 мм с керном от 40
до 100 мм.
Бурильные головки характеризуются
коэффициентом керноотбора (КО), представ-
ляющим собой отношение диаметра керно-
приема к диаметру бурильной головки.
Выпускаемые промышленностью бу-
рильные головки по величине диаметра кер-
на подразделяют на:
- бурильные головки с малым диамет-
ром керна (Ко = 0,2 4- 0,3);
- бурильные головки со средним диаме-
тром керна (Ко = 0,3 4- 0,45);
- бурильные головки с большим диаме-
тром керна (Ко = 0,45 4- 0,55).
Все горные породы, слагающие разрезы
нефтяных, газовых и газоконденсатных мес-
торождений, можно разделить на три группы:
- пластичные;
- упруго-пластичные или пластично-
хрупкие;
- хрупкие .
Породы каждой из этих групп характе-
ризуются твердостью (Р,ц), коэффициентом
пластичности (К), абразивностью (А) и
сплошностью (С). Основные сведения по не-
которым параметрам приведены в главе 2.
По принципу воздействия на породу бу-
рильные головки, как и долота для бурения
сплошным забоем, подразделяются на бу-
рильные головки режущего действия, режу-
ще-дробящего и дробящего.
По исполнению породоразрушающего
органа бурильные головки могут быть лопа-
стными или секторными и шарошечными.
Вооружение лопастных или секторных
бурильных головок выполняется твердос-
плавным (зубки или пластины из твердого
сплава) или алмазным (натуральные алмазы,
синтетические алмазы, алмазотвердосплав-
ные резцы, алмазосодержащие вставки).
Зубья шарошечных бурильных головок
могут выполняться вставными (зубки из
твердого сплава различной формы рабочей
кромки) или фрезерованными за одно целое
с шарошкой и наплавляться для повышения
износостойкости порошкообразным твер-
дым сплавом.
В этом разделе рассматриваются бу-
рильные головки с твердосплавным воору-
жением. Конструкции алмазных бурильных
головок приведены в подразделе 10.2.
Сформированный бурильной головкой
керн попадает в керноприемное устройство.
Керноприемные устройства, работаю-
щие в компоновке с бурильными головками,
подразделяются на две основные группы:
- устройства со съемным керноприем-
ником;
- устройства с несъемным керноприем-
ником.
К первой группе относятся керноприем-
ные устройства, у которых в процессе бурения
керноприемник по мере заполнения керном
извлекается на поверхность с помощью спе-
циальной лебедки. Для продолжения отбора
керна керноприемник после освобождения от
керна сбрасывается внутрь бурильных труб.
Основным недостатком керноприемных
устройств I группы (турбодолот и устройств со
съемным керноприемником для роторного
бурения) является малый диаметр керна. Ко-
эффициент керноприема бурильных головок
для устройств этой группы - 0,2 4- 0,3.
В настоящее время керноприемные ус-
тройства с малым диаметром керна имеют
ограниченное применение.
Устройства II группы с несъемным кер-
ноприемником применяются, в основном, в
роторном бурении и реже в укороченном ва-
рианте подвешиваются на вал турбобура
или винтового забойного двигателя.
Устройства с несъемным керноприем-
ником применяются с бурильными головка-
ми с большим и средним диаметром керна
(коэффициент керноотбора соответственно
0,45-0,55 и 0,3-0,45).
Установлено, что для эффективного бу-
рения с отбором керна необходимо иметь бу-
рильные головки с вооружением следующих
типов: М и МСЗ режущего действия, СЗ - ре-
жуще-дробящего с преобладанием резания,
СТ, ТЗ и ТКЗ - дробящего действия.
Методы воздействия вооружения пере-
численных бурильных головок и их соответ-
ствие группам горных пород при разруше-
нии забоя скважины и образовании керна
приведены на схеме (рис. 8.1)
ГРУППЫ ПОРОД
ПЛАСТИЧНЫЕ ПЛАСТИЧНО-ХРУПКИЕ ХРУПКИЕ
м X / f X X, I
ПОРОДОРАЗРУШАЮШИИ ИНСТРУМЕНТ
п \ / | \ \ I
ЛОПАСТ- ШАРОШЕЧ- ШАРОШЕЧ- ШАРОШЕЧ- ШАРОШЕЧ-
НОЙ (СЕК- НЫЙРЕЖУ- НЫЙРЕЖУ- НЫЙДР0- НЫЙДР0-
ТОРНЫЙ) ЩЕГОДЕЙ- ЩЕ-ДРО- ВЯЩЕГО БЯЩЕГО
РЕЖУЩЕГО СТВИЯ БЯЩЕГО ДЕЙСТВИЯ ДЕЙСТВИЯ
ДЕЙСТВИЯ РЕЗАНИЕ ДЕЙСТВИЯ ТИП СТ ДРОБЛЕ-
РЕЗАНИЕ ТИП МСЗ С ПРЕОБ- НИЕТИПЫ
ТИП М ЗАДАНИЕМ ТЗ И ТКЗ
РЕЗАНИЯ
ТИП СЗ
Рис. 8.1. Области применения буроголовок
На основании исследований в лабора-
торных стендовых и промысловых условиях
установлено, что бурильные головки с малым
диаметром керна должны изготавливаться
двух типов (СТ и ТКЗ), а бурильные головки с
большим диаметром керна - шести типов 9М,
МСЗ, СЗ, СТ, ТЗ иТКЗ), которые показаны на
рис. 8.3-8.9. Схема кодирования бурильных
головок представлена на рис. 8.2.
Бурильные головки типа М (см. рис.8.3)
предназначены для бурения с отбором керна
в мягких малоабразивных породах, лопаст-
ные (секторные), режущего действия. Три
ступенчатые лопасти направлены тангенци-
ально к керноприему. Такое расположение
лопастей обеспечивает гарантированное пе-
рекрытие забоя скважины при размещении
твердосплавных зубков в один ряд.
Инструмент для отбора керна
К - с несъемным керноприемником
| КС * со съемным керноприемником
□ □ □ □
|Тип бурильной головки:
МСЗ - для мягких малоабразианых пород с
пропластками пород средней твердости
СЗ - для абразивных пород средней твердости
СТ - для средних пород с пропластками твердых
ТКЗ - для твердых абразивных пород с
пропластками крепких
Внутренний диаметр (диаметр керна), мм
Наружный диаметр, мм
Рис. 8.2. Схема кодирования бурильных головок
Бурильные головки типа МСЗ (см.
рис.8.4) предназначены для бурения скважин
с отбором керна в мягких малоабразивных по-
родах с пропластками пород средней твердос-
ти. Бурильные головки типа МСЗ диаметром
158,7 мм и менее - четырехшарошечные; диа-
метром 187,3 мм и более - восьмишарошечные
со спаренными кернообразующими и скважи-
нообразующими шарошками.
Шарошки монтируются в пазах корпуса
бурильной головки на четырех осях, располо-
женных горизонтально по касательной к ок-
ружности, центр которой совпадает с центром
скважины. Вооружение шарошек выполнено
твердосплавными зубками, которые своей ре-
жущей кромкой ориентированы под углом 45”
к образующей шарошки. Такое расположение
осей и вооружения позволяет шарошкам в
процессе бурения проворачиваться вокруг
своей оси частотой, меньшей частоты враще-
ния инструмента, и, таким образом, вооруже-
ние шарошки режет породу, а в контакт с забо-
ем вступают поочередно все зубки шарошек.
Главной конструктивной особенностью
бурильных головок типа МСЗ является то,
что изношенные шарошки и оси заменяются
на новые, а дорогостоящий корпус буриль-
ной головки используется многократно.
Бурильные головки типа СЗ (см.
рис.8.5) предназначены для бурения с отбо-
ром керна в породах средней твердости. Раз-
рушение забоя этими бурильными головка-
ми происходит в режуще-дробящем режиме с
преобладанием резания.
Бурильная головка типа СЗ - трехша-
рошечная. Цапфы выполнены за одно целое
с корпусом и направлены к периферии, что
позволяет увеличить диаметральные и ли-
нейные размеры опор и, следовательно, их
долговечность. Наружная поверхность ша-
рошек выполнена в виде части сферы, ради-
ус которой равен радиусу скважины. При бу-
Рис. 8.6. Бурильная головка типа СТ
Рис. 8.3. Бурильная головка типа М
Рис. 8.7. Бурильная головка типа М
Рис. 8.4. Бурильная головка типа МСЗ
Рис. 8.5. Бурильная головка типа СЗ
рении шарошки проворачиваются менее
оборота за один оборот инструмента.
Вооружение бурильной головки выпол-
нено из твердосплавных зубков клиновид-
ной формы. При этом, с целью повышения
механической скорости проходки, рабочие
кромки зубков ориентированы определен-
ным образом.
Опоры шарошек бурильных головок типа
СЗ диаметром 187,3 мм и более состоят из двух
шариковых подшипников, один из которых
является радиально-упорным замковым, и
двух радиальных подшипников скольжения.
Опоры шарошек бурильных головок
этого типа диаметром 158,7 мм и меньше со-
стоят из одного радиально-упорного замко-
Рис. 8.8. Бурильная головка типа М
вого шарикового, двух радиальных и одного
упорного подшипников скольжения.
Бурильные головки типа СТ (см. рис. 8.6)
дробящего действия предназначены для буре-
ния с отбором керна в малоабразивных поро-
дах средней твердости с пропластками твер-
дых пород.
Бурильные головки этого типа диамет-
ром 187,3 мм и более для среднего диаметра
керна шестишарошечные. Три наружные
шарошки формируют стенки скважины, а
три внутренние - керн.
Бурильные головки диаметром 158,7
мм и менее пятишарошечные. Три наруж-
ные шарошки формируют стенки скважины,
а две внутренние - керн.
Цапфы опор шарошек имеют двухсто-
роннее закрепление в корпусе бурильной го-
ловки. Опоры шарошек скользящего типа.
Вооружение шарошек - фрезерованные
зубья, рабочие поверхности которых наплав-
лены порошкообразным твердым сплавом.
Конструкция бурильных головок типов
ТЗ и ТКЗ шести- и пятишарошечных анало-
гична конструкции бурильных головок типа
СТ. Отличие состоит в вооружении шаро-
шек, которое в бурильных головках ТЗ и ТКЗ
выполняется твердосплавными зубками. Бу-
рильные головки диаметром 187,3 и 212,7
мм для большого диаметра керна восьмиша-
рошечные (см. рис. 8.7).
Бурильные головки ТЗ и ТКЗ предназ-
начены для бурения с отбором керна соот-
ветственно в породах абразивных твердых и
твердых с пропластками крепких пород. Па-
раметры бурильных головок приведены в
табл. 8.1.
Таблица 8.1
Параметры бурильных головок
Наименование Диаметр Резьба Масса
ГОСТ дюймы ГОСТ КГ
К 132/52 ТКЗ 5 1/3 3-110 7,0
К 139,7/52 ТКЗ 5 1/2 3-110 10,3
К 158,7/67 ТКЗ 6 1/4 3-133 13,4
КС 187,3/40 ТКЗ 7 3/8 3-147 26,6
К 187,3/80 СТ 7 3/8 3-150 18,4
К 187,3/80 СЗ 7 3/8 3-150 21,1
К 187,3/80 ТКЗ 7 3/8 3-150 20,2
КС 212,7/60 СТ 8 3/8 3-161 29,6
КС 212,7/60 ТКЗ 8 3/8 3-161 31,4
К 212,7/80 СТ 8 3/8 3-150 25,1
К 212,7/80 СЗ 8 3/8 3-150 28,4
К 212,7/80 ТКЗ 8 3/8 3-150 26,0
К 212,7/80 МСЗ 8 3/8 3-150 22,7
К212,7/100 ТКЗ 8 3/8 3-161 23,6
Горные породы, слагающие месторожде-
ния полезных ископаемых, рассматриваются
не только по буримости, но и с точки зрения
трудности выбуривания и сохранения керна.
Разработана классификация горных пород по
буримости и трудности отбора керна. Под вы-
ражением “трудность отбора керна” понима-
ется способность породы сохранять ненару-
шенной структуру образца породы (керна)
под действием породоразрушающего инстру-
мента и промывочной жидкости в процессе
его обуривания и транспортировки в керно-
приемном устройстве на поверхность.
По трудности отбора керна все горные по-
роды подразделяются на 4 категории, каждая из
которых, в свою очередь, разделена на группы.
Каждая группа охарактеризована определен-
ным комплексом структурно-текстурных, физи-
ко-механических и абразивных свойств (твер-
дость по штампу, абразивность, сплошность),
которые являются критериями для выбора бу-
рильной головки и керноприемного устройства.
Классификация пород по категориям
трудности отбора керна следующая:
Категория I. Монолитные, слаботрещи-
новатые, не размываемые промывочной жид-
костью и ненабухающие, не разрушаемые ви-
брациями керноотборного инструмента.
Категория И. Средне- и низкопористые,
перемежающиеся, слаборазмываемые про-
мывочной жидкостью, мало разрушаемые
вибрациями керноотборного инструмента.
Категория III. Весьма трещиноватые,
перемежающиеся, размываемые промывоч-
ной жидкостью, разрушаемые вибрациями
керноотборного инструмента.
Категория IV. Рыхлые, перемятые и
плывущие, высокопористые, растворяющи-
еся промывочной жидкостью.
Керноприемные устройства, применя-
емые при отборе керна в роторном бурении,
по конструкции практически аналогичны.
На рис. 8.9 приведена схема двухсекци-
онного керноприемного устройства для ро-
торного бурения.
Рис. 8.9. Схема
керноприемного
устройства для
роторного бурения:
1 - корпус;
2, 3, 4 - переводники
верхний,
промежуточный,
нижний;
5 - труэ а
керноприемная;
6 - компоновка
кернорвателей;
7 - подвеска
шариковая;
8 - головка
регулировочная;
9 - клапан дренажный
Рис. 8.10. Конструкция цангового
кернорвателя
Устройства отличаются диаметром
керноприема (керна), длиной, диаметром
корпуса, количеством секций.
Устройства, состоящие из двух и более
секций, применяются в том случае, когда
проходка на бурильную головку до ее полно-
го износа значительно превышает длину
керноприема одной секции. В основном в ро-
торном бурении отбор керна практикуется
односекционными устройствами, а в тур-
бинном-односекционными укороченными.
Основным нагруженным элементом ус-
тройства является корпус с переводниками,
который передает осевую нагрузку на бу-
рильную головку. Корпус должен обладать
достаточной жесткостью и прочностью. В
ряде случаев для снижения продольного из-
гиба корпуса вместо верхнего и промежуточ-
ного переводников устанавливаются цент-
раторы. Продольный изгиб керноприемного
устройства отрицательно сказывается на со-
хранности и выносе керна.
Керноприемная труба служит для при-
ема сформированного керна. Главное требо-
вание к керноприемной трубе - высокая чис-
тота внутренней поверхности. Керноприем-
ная труба подвешивается на осевом подшип-
нике и в верхней части имеет узел регулиров -
ки. Подшипниковая подвеска позволяет зна-
чительно снизить скорость вращения керно-
приемной трубы по сравнению со скоростью
вращения бурового инструмента, что благо-
приятно сказывается на сохранности и вы-
носе керна. С помощью регулировочного узла
(обычно винтовая пара) достигается необхо-
димое выдвижение кернозахватного узла из
корпуса устройства, исходя из глубины внут-
ренней полости бурильной головки
При спуске керноприемного устройст-
ва в скважину не исключено попадание
крупного шлама в керноприемную трубу.
Дренажный клапан позволяет после оконча-
ния спуска произвести промывку через кер-
ноприемную трубу. По окончании промывки
шарик дренажного клапана сбрасывается
внутрь бурильных труб, перекрывает седло,
и тем самым исключается размыв сформи-
рованного керна при его поступлении в кер-
ноприемную трубу.
В нижней части керноприемной трубы
располагается кернозахватный узел .назначе-
ние которого надежно захватить керн, ото-
рвать его от забоя и удерживать его в кернопри-
емной трубе при транспортировке. Керноза-
хватный узел состоит из рычажкового или цан-
гового кернорвателей, а также может включать
одновременно рычажковый и цанговый кер-
норватели. Такое сочетание кернорвателей но-
сит название компоновки. Конструкциия ры-
чажкового и цангового кернорвателей, а также
компоновки приведены на рис. 8.10, 8.11.
Рис. 8.11. Конструкция рычажкового
кернодержателя
При поступлении керна в рычажковый
кернорватель подпружиненные рычажки
поднимаются керном, пропускают керн в
керноприемную трубу, а при отрыве инстру-
мента от забоя рычажки поворачиваются на
осях, их контактные кромки заклинивают на
поверхности керна, в результате чего проис-
ходит отрыв керна от забоя.
Внутренний диаметр цангового кер-
норвателя (цанги) несколько меньше диаме-
тра образованного керна. Керн входит в цан-
гу с некоторым натягом. При подъеме инст-
румента от забоя конусная поверхность кор-
пуса цангового кернорвателя наползает на
конусную поверхность цанги и заклинивает
последнюю на поверхности керна. Происхо-
дит отрыв керна.
В зависимости от условий бурения (со-
стояния отбираемых пород, твердости, абра-
зивности и сплошности), выбирается тип бу-
рильной головки, принимается керноприем-
ное устройство, диаметр керноприема, тип
кернорвателя или компоновка.
В прилагаемой ниже табл. 8.2 приведе-
ны основные технические характеристики
керноприемных устройств, производство ко-
торых освоено промышленностью.
УКР - расшифровывается как устрой-
ство керноприемное роторное; СК - съемный
керноприем.
Цифра в числителе после тире соответ-
ствует диаметру корпуса устройства; в зна-
менателе - диаметру керна.
Керноприемные устройства принято
подразделять на;
- устройства общего назначения для
неосложненных условий бурения и отбора
серии “Недра”;
- устройства для бурения в условиях,
осложненных осыпями, обвалами и желобо-
образованием серии “Силур”;
- устройства для бурения в рыхлых,
слабосцемеитированных и трещиноватых
породах серии “Кембрий”;
- устройства для бурения в условиях,
осложненных нефтегазопроявлениями и по-
глощениями промывочной жидкости и в по-
родах с высокими коллекторскими свойства-
ми серии ‘Тенгиз”.
Зная условия бурения, конструкцию
скважины, характеристики пород, слагаю-
щих разрез, можно выбрать тип и размер бу-
рильной головки, керноприемное устройст-
во и кернозахватный узел.
В табл. 8.3 приведены результаты мно-
голетних исследований по определению
классификационного соответствия керноот-
борного инструмента горным породам и ус-
ловиям бурения с отбором керна.
Выбор керноотборного инструмента в
соответствии с этой таблицей позволит обес-
печить качественный отбор керна и провод-
ку интервала скважины без осложнений.
В турбинном бурении в 50-60-х гг. приме-
нялись керноприемные турбодолота типов
КТДЗ-240-269/47, КТД4С-172-190/40, КТД4С-
195-214/60-80 с бурильными головками типов
СТ и ТКЗ диаметрами соответственно 269, 190
и 214 мм. В настоящее время эти инструменты
не применяются из-за малого диаметра керна и
ограниченного типажа бурильных головок.
Отбор керна в показательных сверхглу-
боких скважинах (проектная глубина 15 000
м) СГ-1 (Азербайджан) и СГ-3 (Россия) прово-
дился специально разработанными для этой
цели керноприемными устройствами КДМ-
195/60 и МАГ-195/60. Эти устройства при-
менялись в компоновке с турбобурами. Диа-
метр керна в таких устройствах - 60 мм.
В турбинном бурении при проводке на-
клонно направленных и горизонтальных сква-
жин отбор керна целесообразнее производить
не керноприемными турбодолотами, а укоро-
ченными устройствами для роторного буре-
ния, подвешенными на вал низкооборотного
забойного двигателя. Керн увеличенного диа-
метра, какой образуется этими устройствами,
имеет высокую прочность и хорошо противо-
стоит радиальным разрушающим нагрузкам,
вызываемым вибрациями инструмента.
Для бурения в наклоннонаправленных
и горизонтальных скважинах для лучшей
проходимости керноприемного устройства и
двигателя в ствол скважины с большой кри-
визной применяются специальные компо-
новки, включающие шарнирные муфты-
центраторы.
Схема такой компоновки приведена на
рис. 8.12.
рис. 8.12. Схема компоновки керноотборного
инструмента, при бурении горизонтальной
скважины:
1 - бурильная головка; 2, 4 - шарнирная муф-
та-центратор; 3 - ГЗД 5 - керноприемное ус-
тройство; 6 - бурильная головка
Таблица 8.2
Характеристики керноприемных устройств
Наименование параметра Серии керноприемных устройств
"Недра” "Силур” "Кембрий" “Тен- гиз” Съемный керно- приемник Устройство на вал забойного двигателя
О со о УКР-122/52 УКР-138/67 УКР-164/80 УКР-203/100 УКР-114/52 УКР-146/80 _ УКР-122/67 УКР-127/76 УКР-172/100 УКР-185/100 _ I । УКР-СК-172/40 УКР-СК-185/60 У КД-105/67
Диаметр наружный, мм 106 122 138 164 203 114 146 122 127 172 185 172 185 105
Длина, мм 4600 18200 16000 15600 16200 8700 8900 5500 6000 15900 14700 8300 8560 3680
Длина керно- приемной трубы, мм 4000 16200 13800 14300 4800 6800 6660 4200 5000 12900 12900 7000 7500 3000
К-во секций 1 2 2 2 2 1 1 1 1 2 2 1 1 1
Присоедини- тельная резьба верх низ 3-76 МК- 90x6x1:16 3-88 МК- 110x6x1:8 3-121 3-133 3-121 МК- 150x6x1:8 3-147 3-189 3-101 МК- 110x6x1:8 3-121 МК- 150 3-88 МК- 110x6x1:8 3-88 3-133 3-161 3-133 3-161 3-121 3-147 3-147 3-161 3-76 ТТ- 94x5,08x1:32
Диаметр бур. головки, мм 118 139,7 158,7 187,3 212,7 244,5 269,9 295,3 139,7 187,3 212,7 139,7 163, 5 187,3 212,7 212,7 187,3 212,7 120,6
Диаметр керна, мм 40 152 67 80 100 52 80 67 76 100 100 40 60 67
Масса, кг 270 1350 1400 1500 2300 380 620 317 520 1405 1580 955 1400 105
ОТБОР ПРОБ
Таблица 8.3
Таблица классификационного соответствия керноотборного инструмента условиям отбора керна
Назначение бурильных головок Условный диаметр керна и величине коэф, керно- отбора.Кр Группа пород по трудно сти отбора керна Тип бур. голов ки Наименование пород Категория пород по твердости (поЛ.А Шрей- неру), Т,„ Механические свойства пород Категория пород по абразивно- сти (по Л.А. Шрейнеру), А Категория пород по сплошности (лоБ.В. Бандюку), С Прин- цип разру- шения ПОРОДЫ Породр- раэруша- ющий орган бурильной головки Керно- приемное устройство Керно- захватный узел
твердость (по ЛА Шрей- неру), Р,„ коэф, пластун- нести (по ЛА Щзей- неру), К
Для высскообо- рагного&уренияс кернсгрием- ныии устрой- ствами со съемчьм керно- приемником Малый 0,2...0,3 1...II ст Глинистые и сульфатные породы, алевролиты и песчаники кварцевые с глинистым, базальтным и контактным цементами, известняки, доломиты пористые 1...6 <2000 > 2 1...5 3...4 Дроб- ление Шарош- ка УКР-СК- 172/40 УК-СК- 185/60 КТДЗ КТД4 Рычаж- ковый рватель
ТКЗ Доломиты плотные, песчаники кварцевые, окремненные и кремнистые породы с регенерационным и карбонатным или сульфатным цементами 7...12 >2000 1...3 6...12 Дроб- ление Шарош- ка
Для низкооборот- ного бурения с керно- приемными устройствами без съемного керноприем- ника Средний 0,3..0,45 II...Ill М Глины, мергели, сланцы глинистые, аргиллиты, известняки и доломиты сильнопористые, гипсы 1...3 <500 >3 1...3 2...3 Реза- ние Лопасть или сектор УКР-106/40 УКР-122/52 УКР-138/67 УКР-164/80 УКР-203/Ю0 УКР-114/52 УКР-146/80 Рычаж- ковый рватель, цанговый рватель, компо- новка (рычаж- ковый, цанговый)
МСЗ Известняки пористые и слабопористые, доломиты пористые, сульфатные породы 3...5 250...1500 > 2 2...4 Реза- ние Шарош- ка
СЗ Сланцы опаловые, известняки плотные, доломиты пористые, алевролиты, ангидриты 4...6 500...2000 > 1 3...5 Реза- ние и дробле- ние с преобла данием резания Шарош- ка
СТ Песчаники и алевролиты кварцевые с контактным цементом, доломиты пористые и слабопористые 5...7 1000... 3000 2...6 4...6 Дроб- ление Шарош- ка
тз Алевролиты кварцевые, доломиты плотные 6...8 1500... 4000 1...4 5...7 Дроб- ление Шарош- ка
ТКЗ Песчаники кварцевые, доломиты плотные, окремненные и кремнистые породы 7...12 > 2000 1...3 6...12 Дроб- ление Шарош- ка
Для низкооборот- ного бурения с кернопри- емными устройствами без съемного кернопри- емника Большой 0,45...0,55 III...IV м Каменная соль, глины, мергели, сланцы глинистые, аргиллиты, известняки и доломиты сильноп°ристые 1...3 <500 >3 1...3 1...2 Реза- ние Лопасть или сектор УКР-122/67 УКР-127/67 УКР-172/100 УКР-185/100 Рычаж- ковый, компо- новка (рычаж- ковый, цанговый)
МСЗ Известняки пористые и слабопористые, доломиты пористые, сульфатные породы 3...5 250...1500 >2 2. .4 Реза- ние Шарош- ка
СЗ Сланцы опаловые, известняки плотные, доломиты пористые, алевролиты, ангидриты 4...6 500...2000 > 1 3...5 Реза- ние и дробле- ние с преобла данием резания Шарош- ка
ст Песчаники и алевролиты кварцевые с контактным цементом, доломиты пористые и слабопоРистые 5...7 юоо... 3000 2...6 4...6 Дроб- ление Шарош- ка
тз Алевролиты кварцевые, доломиты плотные 6...8 1500... 4000 1...4 5...7 Дроб- ление Шарош- ка
ТКЗ Песчаники кварцевые, доломиты плотные, окремненные и кремнистые породы 7.. .12 >2000 1...3 6...12 Дроб- ление Шарош- ка
И ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ
Практика бурения скважин с отбором
керна показывает, что высокие технико-эко-
номические показатели достигаются только
при правильно выбранном породоразруша-
ющем инструменте и рациональных параме-
трах режима бурения.
Известно, что увеличение в определен-
ных пределах частоты вращения бурового
инструмента и осевой нагрузки приводит к
росту механической скорости. Вместе с тем
возрастают вибрации, что отрицательно
сказывается на выносе керна.
В стендовых условиях установлено, что
увеличение осевой нагрузки более 12 т при-
водит к увеличению дробимости керна, а
это, в свою очередь, отрицательно сказыва-
ется на выносе керна. При осевой нагрузке,
равной 25 т, керн целым столбиком не обра-
зуется.
Режимные параметры при отборе кер-
на в первую очередь должны определяться
конструкцией бурильной головки и физико-
механическими свойствами проходимых по-
род. Однако некоторые типы бурильных го-
ловок для нормальной работы требуют впол-
не определенной осевой нагрузки.
Например, осевая нагрузка на буриль-
ную головку типа МСЗ, при прочих равных
условиях, должна выбираться в пределах
50+60 % от осевой нагрузки на бурильную
головку типа СЗ. При перегрузке бурильной
головки типа МСЗ шарошки перестают вра-
щаться, и в этой связи вооружение шарошек
не обновляется.
Бурильные головки СТ, ТЗ, и ТКЗ скон-
струированы таким образом, чтобы обеспе-
чивался так называемый эффект “самоуста-
новки”, когда диаметр скважины, формируе-
мый наружными шарошками, в рейсе бли-
зок к номинальному. Периферийная часть
забоя формируется в форме, близкой к кону-
су с утлом около 7°. При такой величине угла
и определенной осевой нагрузке шарошки
отклоняются к периферии и образуют номи-
нальный диаметр. При меньшей осевой на-
грузке шарошки не будут “самоустанавли-
ваться” и диаметр скважины будет меньше
номинального.
При больших осевых нагрузках на бу-
рильные головки типов СТ, ТЗ и ТКЗ возни-
кают значительные поперечные силы, обус-
ловленные отклонением оси бурильной голо-
вки от оси скважины из-за перекатывания
зубьев по неровному, имеющему “рейку” за-
бою. Чем больше шаг зубьев и глубина забой-
ной “рейки”, тем больше величина отклоне-
ния. Вследствие этих отклонений происхо-
дит скалывание керна керноприемом бу-
рильной головки и кернообразующими ша-
рошками, вынос керна снижается.
Рациональная осевая нагрузка при от-
боре керна бурильными головками этих ти-
пов определена путем теоретических обоб-
щений с последующей эксплуатационной
проверкой в стендовых и производственных
условиях.
Пределы рациональной осевой нагруз-
ки - 0,43+0,67 тс на 1 см диаметра забоя
скважины. Выше дано описание бурильных
головок и керноприемных устройств, выпуск
которых освоен отечественной промышлен-
ностью. Более подробное их описание приве-
дено в специальной литературе.
Несмотря на то, что к настоящему вре-
мени разработан и внедрен практически
весь необходимый комплекс технических
средств и технологии для успешного буре-
ния с отбором керна применительно к лю-
бым геологическим условиям, совершенст-
вования инструмента продолжаются.
Оригинальные конструкторские реше-
ния реализованы при проектировании и из-
готовлении отдельных опытных партий бу-
рильных головок. Так, на сверхглубоких сква-
жинах успешно отрабатывались бурильные
головки с герметизированными маслонапол-
ненными опорами, что позволило увеличить
стойкость опор, проходку при высоком выно-
се керна. Разрабатываются керноприемные
устройства, позволяющие поднимать керн в
состоянии, близком к забойным условиям.
В зарубежной практике применяются
специальные керноприемные устройства
для отбора керна из рыхлых, перемятых, вы-
сокопористых, неконсолидированных по-
род. При этом гарантируется высокий вынос
керна.
В таких устройствах на керн после его
образования по мере поступления в керно-
приемную трубу натягивается специальный
эластичный рукав из прорезиненного мате-
риала. Движение рукава осуществляется с
внешней стороны керноприемной трубы во
внутреннюю под действием специального
механизма, работающего от перепада давле-
ния одновременно с поступлением керна.
Керноприемные устройства такой конструк-
ции изготавливаются фирмой “Кристенсен”.
Такое устройство работает с алмазными бу-
рильными головками и не оснащается кер-
норвателями. В нашей стране также ведутся
разработки таких инструментов.
8.2. Опробование пластов
и испытание скважин
в процессе бурения
Методы опробования и испытания
Для оценки промышленной нефтегазо-
носности вскрытого скважиной геологическо-
го разреза проводят специальные исследова-
ния, объем и методы проведения которых за-
висят от целевого назначения скважины. Эти
исследования направлены на решение следу-
ющих задач: определение нефтегазоносности
отдельных интервалов и предварительная
оценка их промышленной значимости, полу-
чение достоверных данных для подсчета запа-
сов и последующего проектирования системы
разработки месторождений, определение экс-
плуатационных характеристик пласта.
Для оценки продуктивности разреза
применяют косвенные и прямые методы. Кос-
венные методы позволяют получить характе-
ристики, косвенно указывающие на присутст-
вие нефти или газа в исследованном интерва-
ле. К косвенным методам относятся оператив-
ный геологический контроль в процессе буре-
ния и геофизические методы исследования в
скважине. Прямые методы базируются на не-
посредственных свидетельствах о присутст-
вии нефти или газа (отбор пробы, получение
притока и т.д.). Прямые методы требуют вызо-
ва притока нефти или газа из пласта.
Наиболее полная информация об ис-
следуемых нефтегазовых объектах может
быть получена при использовании прямых
методов, т.е. основанных на вызове притока
из пласта. В задачу исследования прямым
методом входят такие вопросы, как выявле-
ние возможности получения притока нефти
или газа из исследуемого объекта, отбор
проб пластовой жидкости для изучения ее
состава и свойств, установление соотноше-
ния компонентов в пластовом флюиде, оцен-
ка возможного дебита из исследуемого объ-
екта, измерение пластового давления, полу-
чение исходных данных для первоначаль-
ной оценки коллекторских свойств объекта,
вскрытого скважиной.
В группе прямых методов выделяют
стационарные и экспресс-методы. Стацио-
нарные методы предполагают, что исследо-
вание ведут на установившемся режиме
фильтрации. Например, метод пробной экс-
плуатации, когда наблюдения ведутся в те-
чение длительного времени (до месяца и бо-
лее), и метод установившихся отборов, когда
наблюдения и замеры проводят на несколь-
ких режимах, доведенных до стабилизации
притока, позволяют получить характеристи-
ку пласта и эксплуатационных возможнос-
тей скважины.
Исследования по экспресс-методу тре-
буют значительно меньше времени. В основе
его лежит контроль за восстановлением дав-
ления в ограниченном объеме, сообщаю-
щемся с продуктивным пластом после вызо-
ва притока из него.
Иногда в малодебитных скважинах
применяют экспресс-метод исследования на
приток, когда его контролируют по восста-
новлению предварительно сниженного уров-
ня жидкости в скважине.
По технологии, применяемым техниче-
ским средствам и объему получаемой ин-
формации исследования по экспресс-методу
можно подразделить на испытание и опро-
бование.
Задача опробования - вызвать приток
флюида из пласта, отобрать его пробу для
анализа, определить свободный дебит сква-
жины.
Практикуют два метода исследования
скважин: «снизу вверх» и «сверху вниз».
При исследовании по методу «снизу
вверх» скважину доводят до проектной глу-
бины, закрепляют обсадной колонной и це-
ментной оболочкой за ней. Испытания начи-
нают с самого нижнего объекта, для чего об-
садную колонну против этого пласта перфо-
рируют, осуществляют вызов притока, отби-
рают пробы пластовой жидкости и проводят
необходимые измерения. После завершения
испытания нижнего объекта устанавливают
цементный мост или резиновый тампон вы-
ше перфорированного участка, рассчитан-
ный на перепад давления до 25 МПа. Затем
перфорируют обсадную колонну против вы-
ше расположенного объекта, испытывают
его и переходят к следующему объекту, пере-
мещаясь вверх. Отсюда и название метода
«снизу вверх».
Этот метод продолжают применять в
настоящее время, хотя он имеет существен-
ные недостатки:
- загрязняются в открытом стволе прой-
денные при добуривании скважины пласты,
искажаются результаты исследования, а
иногда отмечаются и пропуски продуктив-
ных горизонтов с низким пластовым давле-
нием;
- необходимо спускать и цементировать
обсадную колонну для разобщения опробуе-
мых объектов.
Рис. 8.13. Этапы (I-III) работы опробователя,
сбрасываемого внутрь бурильной колонны:
1 - шлипсовая головка; 2 - грунтоноска;
3 - седло запорного устройства; 4 -впускное
окно; 5 - отсекатель; 6 - пакерующее
устройство; 7 - нижнее седло опробователя;
8 - впускной клапан; 9 - долото
Для устранения отмеченных недостат-
ков были созданы специальные измеритель-
ные инструменты, которые позволили опро-
бовать и испытать каждый объект в откры-
том стволе скважины сразу же после вскры-
тия. С созданием таких инструментов по-
явился новый способ, получивший название
метода «сверху вниз».
Для его реализации используют различ-
ные глубинные инструменты, которые по
конструктивному исполнению, особеннос-
тям применения и назначению можно услов-
но разделить на три типа: а) пластоиспытате-
ли, спускаемые в скважину на колонне труб;
б) аппараты, сбрасываемые внутрь колонны
бурильных труб сразу после вскрытия буре-
нием намеченного объекта; в) аппараты, спу-
скаемые в скважину на каротажном кабеле.
Наиболее полную информацию об ис-
следуемом пласте получают с помощью пла-
стоиспытателя на колонне труб. Аппараты
второго и третьего типов позволяют выпол-
нить лишь опробование пласта, поэтому их
обычно называют опробователями.
Сбрасываемый внутрь бурильной колон-
ны опробователь позволяет вызывать приток
сразу после вскрытия продуктивного пласта и
отбирать пробу пластовой жидкости. Для этого
над долотом устанавливают пакерующее уст-
ройство, которое препятствует циркуляции бу-
рового раствора по затрубному кольцевому за-
зору (рис. 8.13). После спуска пробоотборника в
пакерующее устройство открываются каналы,
по которым буровой раствор под давлением по-
дается под пакерующий элемент и вызывает
его расширение вплоть до полного контакта со
стенками ствола скважины и перекрытия коль-
цевого зазора; происходит изоляция призабой-
ной зоны скважины от остального ствола (см.
рис. 8.13, II). С повышением давления внутри
бурильной колонны открывается клапан в про-
боотборнике и давление в подпакерной зоне
резко понижается, в результате чего пластовый
флюид проникает в скважину (см. рис. 8.13, III)
и попадает в пробоотборник. Одновременно ре-
гистрирующим манометром записывается
кривая восстановления давления.
По истечении времени, отведенного для
опробования пласта, давление в бурильной
колонне снижают, в результате чего закрыва-
ется клапан в пробоотборнике и пакер посте-
пенно возвращается в исходное положение.
Пробоотборник захватывают овершотом и
поднимают при помощи кабеля на поверх-
ность. Иногда пробоотборник извлекают на
поверхность вместе с бурильной колонной.
Пробоотборник, спускаемый на каро-
тажном кабеле (рис. 8.14), применяют тогда,
когда необходимо исследовать пласт на от-
дельных уровнях, например, для оценки из-
менения проницаемости пласта по мощнос-
ти, для определения положения границы
пластовой воды и нефти и т.п.
После подъема бурильной колонны
пробоотборник спускают в скважину на за-
данную глубину (см. рис.8.14,1). С поверхно-
сти по кабелю электрическим импульсом по-
дают команду на выдвижение упорного баш-
мака. Он прижимает к ограниченному уча-
стку стенки ствола скважины уплотнитель-
ную подушку, которая изолирует небольшую
площадь открытой поверхности пласта. По
команде с поверхности взрывают кумуля-
тивный заряд, и в изолированной части пла-
ста образуется канал, по которому пласто-
вый флюид поступает в нижнюю емкость оп-
робователя (см. рис. 8.14, II). Регистрирую-
щий манометр записывает восстановление
давления в емкости по мере ее заполнения.
Гйдравлическая система пробоотборника в
конце исследования закрывает входной кла-
пан емкости, в результате отобранная проба
запирается, снижается избыточное давле-
ние под прижимным башмаком, и под дейст-
вием пружины он возвращается в транс-
портное положение (см. рис.8.14, III).
Рис. 8.14. Этапы (I-III) работы
пробоотборника на кабеле:
1 - верхний заряд и заглушка;
2 - возвратный дифференциальный
поршень; 3 - нижний заряд и заглушка;
4 - прижимная лапа; 5 - герметизирующая
накладка; 6 - кумулятивный заряд;
7- впускной клапан; 8 - баллон
8.3. Испытатели пластов
Из экспресс-методов, применяемых
при исследованиях в скважине, наибольшее
распространение получил способ с исполь-
зованием испытателя пластов, спускаемого
на колонне труб.
Его применяют для испытания объек-
тов сразу после их вскрытия, и поэтому при
соблюдении правильной технологии испы-
тания он позволяет получить наиболее до-
стоверную оценку не загрязненного буровым
раствором пласта.
Испытатель пластов применяют и в об-
саженных скважинах, в частности при ис-
пытании пластов с низким пластовым дав-
лением, для очистки призабойной зоны, для
испытания обсадных колонн на герметич-
ность и выявления в них участков наруше-
ния герметичности и при других работах,
когда в ограниченном объеме ствола сква-
жины надо создать депрессию.
Современный пластоиспытатель вклю-
чает в себя инструменты, аппараты и прибо-
ры, скомпонованные воедино для выполне-
ния функций, необходимых при испытании
пласта и проведении измерений. Такой ис-
пытатель называется комплектом испыта-
тельных инструментов (КИИ). Применяю-
щиеся в настоящее время комплекты плас-
тоиспытателей разработаны совместно быв-
шими Грозненским и Уфимским нефтяными
научно-исследовательскими институтами и
носят название КИИГрозУфНИИ. Имеется
несколько типоразмеров пластоиспытате-
лей, которые охватывают весь диапазон диа-
метров скважин от 76 до 295,3 мм (табл.8.4).
Таблица 8.4
Технические характеристики комплектов
испытательных инструментов
Параметры Тип пластоиспытателя
КИИ-65 КИИ-95 КИИ-145
Наружный диаметр корпуса, мм 65 95 146
Диапазон диаметров скважин, мм 76-109 109-150 190-295
Общая длина комплекта, м 20 21,6 17,8
Общая масса комплекта, кг 300 910 1200
Допустимая нагрузка, кН: 150 300 600
сжатия
Растяжения 100 250 400
Допустимое внешнее давление, МПа 80 80 70
Максималь- ная темпера- тура окружа- ющей среды, °C, для комплекта: 130 130 130
с обычной резиной
с термо- стойкой резиной 200 200 200
В состав пластоиспытателя входят сле-
дующие основные узлы (рис.8.15): циркуля-
ционный клапан, переводник с глубинным
регистрирующим манометром, запорный
поворотный клапан ЗПК, гидравлический
испытатель пластов ИПГ, ясс, безопасный
переводник, пакер, фильтр-хвостовик, опор-
ный башмак. Гидравлический испытатель
пластов - главное звено пластоиспытателя -
оснащен уравнительным и приемным кла-
панами. Уравнительный клапан в открытом
состоянии обеспечивает гидравлическую
связь между подпакерным и надпакерным
пространствами, уравнивая в них гидроста-
тическое давление, а также служит для про-
пуска жидкости при спуске и подъеме КИИ
во избежание эффекта поршневания. По ис-
течении определенного промежутка време-
ни после закрытия уравнительного клапана
срабатывает специальное гидравлическое
реле времени, управляющее приемным кла-
паном. Он открывает доступ пластовому
флюиду в бурильную колонну над пластоис-
пытателем. Реле времени срабатывает под
воздействием сжимающей нагрузки, возни-
кающей при частичной разгрузке бурильной
колонны на забой (на 60-120 кН). По оконча-
нии испытания под действием растягиваю-
щего усилия приемный клапан закрывается.
Рис. 8.15. Схема
пластоиспытателя:
1 - бурильные трубы;
2 - циркуляционный клапан;
3 - глубинный манометр;
4 - запорный поворотный клапан;
5 - гидравлический испытатель
пластов; 6 - ясс;
7 - безопасный переводник;
8 - пакер; 9 - фильтр;
10 - местоположение глубинных
манометров;
11 - хвостовик;
12 - опорный башмак (пята)
Запорный поворотный клапан закры-
вается вращением бурильной колонны с по-
верхности и служит для перекрытия проход-
ного канала в бурильную колонну. После его
закрытия регистрируется процесс восста-
новления давления в подпакерном прост-
ранстве. Имеются одно- и многоцикловые
запорно-поворотные клапаны.
Циркуляционный клапан, установлен-
ный над запорным поворотным клапаном,
служит для возобновления циркуляции бу-
рового раствора по стволу скважины. Для
его срабатывания необходимо, чтобы дав-
ление внутри бурильной колонны на 7-10
МПа превышало внешнее гидростатическое
давление.
В комплект КИИ входит также не-
сколько глубинных манометров, которые
помещают в приборном патрубке и уста-
навливают в других местах для записи из-
менения давления. Одновременное исполь-
зование нескольких манометров позволяет
контролировать достоверность полученной
информации об изменении давления и на-
дежность срабатывания систем пластоис-
пытателя. Проверку осуществляют сопос-
тавлением диаграмм, записанных в разных
пунктах. Применяют регистрирующие ма-
нометры поршневого или геликсного типа.
Поршневые манометры используют чаще,
хотя по сроку службы и точности измере-
ния они уступают геликсным. Вместе с ма-
нометром иногда применяют регистрирую -
щий термометр.
Пластоиспытателями управляют с по-
верхности. В соответствии с командами пла-
стоиспытатель выполняет следующие функ-
ции: изолирует интервал ствола скважины
против исследуемого объекта от остальной
его части, вызывает приток пластового флю-
ида созданием депрессии на пласт, отбирает
пробы пластового флюида на исследование,
регистрирует восстановление давления в
подпакерной зоне.
Регистрация изменений давления про-
исходит автоматически в течение всего пе-
риода нахождения пластоиспытателя в
скважине в пределах ресурса рабочего вре-
мени манометра.
Описанный выше тип пластоиспыта-
теля КИИГрозУфНИИ работает следующим
образом: под действием усилия сжатия за
счет разгрузки на забой части веса колон-
ны бурильных труб пакерующее устройство
изолирует подлежащий испытанию объект
от остальных проницаемых зон в стволе
скважины и от воздействия гидростатичес-
кого столба жидкости. На этой стадии над-
пакерная и подпакерная зоны сообщаются
между собой (рис.8.16, I), по истечении оп-
ределенного времени срабатывает гидрав-
лическое реле и закрывается уравнитель-
ный клапан (рис. 8.16, II), а затем открыва-
ется приемный клапан ИПГ (рис. 8.16, III),
через который подпакерное пространство
сообщается с внутренней полостью буриль-
ных труб, частично заполненных жидкос-
тью. Давление под пакером резко уменьша-
ется до величины гидростатического давле-
ния столба жидкости в колонне труб, и на
исследуемый пласт действует депрессия,
приводящая к притоку пластового флюида
внутрь бурильной колонны. При интенсив-
ном притоке на конце отводного трубопро-
вода на устье отмечается выход воздуха,
жидкости, заполняющей колонну, и даже
пластового флюида. Вращением колонны
труб с поверхности закрывают запорный
поворотный клапан и записывают кривую
восстановления давления; на конечном
этапе дают натяжку инструмента, под воз-
действием которой закрывается приемный
клапан ИПГ, и некоторое время спустя от-
крывается уравнительный клапан, восста-
навливающий гидравлическую связь под-
пакерной зоны с надпакерной. Давление в
этих зона выравнивается, и под влиянием
натяжения пакер восстанавливает свою
форму. В некоторых случаях для его осво-
бождения приходится использовать ясс. В
случае прихвата пакера или компоновки
фильтра пластоиспытатель развинчивают
по безопасному переводнику.
Рис. 8.16. Многоцикловый испытатель
пластов ИПМ-2:
1 - сменный штуцер; 2 - подвижное
уплотнение; 3 -тормозной поршень;
4 - калибровочные каналы; 5, 6 -
промежуточная и запорная гильзы;
7 - приемный клапан закрытия запорного
клапана при закрытом уравнительном
клапане
На поверхности пластоиспытатель раз-
бирают и извлекают диаграммы регистриру-
ющих приборов.
Пластоиспытатели КИИГрозУфНИИ
имеют недостатки: они одноциклового дейст-
вия, и повторное испытание возможно только
после подъема и спуска инструмента; некото-
рые узлы недостаточно надежны; область на-
дежной работы пластоиспытателя ограничи-
вается давлениями не свыше 40 МПа.
Для повышения достоверности испы-
тания целесообразно проведение повторных
циклов и сопоставление их результатов. Для
проведения многоцикловых испытаний раз-
работаны пластоиспытатели серии МИГ,
техническая характеристика которых при-
ведена в табл. 8.5.
Таблица 8.5
Технические характеристики пластоиспы-
тателей серии МИГ
Параметры Тип пластоиспытателя
МИГ-127 МИГ-146
Наружный диаметр корпуса, мм 127 146
Диапазон диаметров скважин, мм 195-243 190-295
Общая длина комплекта, м 27,2 27,4
Общая масса комплекта, кг 5680 5440
Допустимая нагрузка, кН: 1250 1500
сжатия
растяжения 600 700
Допустимое внешнее давление ,МПа 100
Максимальная температура окружающей среды, °C, для комплекта: 130 130
с обычной резиной
с термостойкой резиной 200 200
Многоцикловой гидравлический испыта-
тель пластов позволяет при однократном спус-
ке проводить несколько полных циклов испы-
таний пласта. Каждый цикл включает две ос-
новные операции: вызов притока из пласта и
регистрацию восстановления давления.
8.4. Технология опробования
и испытания
Правильная оценка нефтегазоноснос-
ти и перспектив дальнейших работ опреде-
ляется достоверностью полученных в ре-
зультате опробования или испытания дан-
ных. Объем и достоверность информации
зависят от многих факторов и прежде всего
от безопасной продолжительности цикла
испытания и длительности пребывания
пластоиспытателя на забое скважины, от
надежности его работы и качества изоля-
ции исследуемого интервала.
Основной этап исследования подразде-
ляется на два периода: период притока и пе-
риод восстановления давления. Работу плас-
тоиспытателя в режиме притока и восста-
новления давления принято называть цик-
лом испытания. Продолжительность перво-
го периода (периода притока) зависит от
проницаемости горных пород, состояния
призабойной зоны пласта (ПЗП), свойств
пластового флюида и депрессии на пласт. По
истечении времени первого периода путь по-
ступления жидкости в колонну труб пере-
крывают, и начинается второй период - пе-
риод восстановления давления в подпакер-
ной (межпакерной) зоне, регистрируемый
глубинным манометром.
По количеству циклов испытание мо-
жет быть одно- и многоцикловым (чаще двух-
цикловым). Двухцикловое испытание обеспе-
чивает более высокое качество и достовер-
ность информации, чем одноцикловое. В
двухцикловом испытании первый цикл игра-
ет вспомогательную роль. Его проводят для
удаления глинистой корки со стенок скважи-
ны и разгрузки ПЗП от избыточного давле-
ния, сформировавшегося под действием дав-
ления бурового раствора в скважине.
Испытание объекта в открытом стволе
включает следующие работы:
- подготовка ствола скважины к испы-
танию; проверка и подготовка комплекта ис-
пытательных инструментов; спуск пласто-
испытателя в скважину; мероприятия по
обеспечению герметичности колонны труб;
оборудование устья скважины;
- испытания (пакеровка, вызов прито-
ка, закрытие запорного поворотного клапа-
на, запись кривой восстановления давления,
распакеровка, снятие пластоиспытателя с
места); подъем пластоиспытателя; отбор
пробы пластового флюида.
При испытании в открытом стволе
скважины требуется временный перерыв в
нормальном процессе бурения и отсутствие
циркуляции промывочной жидкости. В свя-
зи с этим скважина должна быть подготовле-
на к испытанию таким образом, чтобы в те-
чение цикла испытания в ней, несмотря на
отсутствие циркуляции, не возникла ава-
рийная ситуация, угрожающая прихватом
находящегося в скважине инструмента.
Технологический режим бурения при
подходе к исследуемому объекту должен
способствовать сохранению номинального
диаметра ствола скважины. В последнем
рейсе подготавливают забой для установ-
ки пластоиспытателя. Перед спуском плас-
тоиспытателя проводят ревизию и техоб-
служивание наземного оборудования, что-
бы предупредить его отказ. Необходимо
иметь также сведения о плотности бурово-
го раствора в скважине, нагрузке на крюке
при спущенной колонне труб, снижении
веса на крюке при пакеровке и ряд других
сведений.
Спуск пластоиспытателя осуществля-
ют плавно без толчков и рывков, если при
спуске возникают посадки инструмента, то
необходимо быстро разгрузить инструмент,
приподнять его на 1-2 м и освободить для
прохождения суженного участка ствола
скважины. Длительность посадки не должна
превышать 30 с во избежание преждевре-
менного открытия выпускного клапана пла-
стоиспытателя. При спуске инструмента на-
до уделять особое внимание обеспечению
герметичности колонны труб. Резьбовые со-
единения труб должны быть хорошо смаза-
ны и уплотнены. В спускаемую колонну пе-
риодически доливают жидкость, чтобы к
концу спуска жидкость заполнила колонну
до уровня, обеспечивающего необходимую
депрессию на пласт. Герметичность колонны
в процессе спуска контролируют по нагрузке
на крюке и интенсивности выхода раствора
из скважины.
После спуска инструмента в скважину
верхняя часть колонны должна находиться
над ротором на высоте 2-3 м. Последнюю
трубу, подсоединенную к колонне, заблагов-
ременно оборудуют отводами. После ее на-
винчивания на колонну устье оборудуют по
принятой схеме.
Перед тем как приступить к пакеровке,
измеряют вес подвешенного инструмента на
крюке и вычисляют остаточную нагрузку на
крюке при пакеровке. Разгружая часть веса
колонны труб на забой, создают нагрузку на
пакер.
После пакеровки под действием той же
нагрузки перепускной клапан закрывается,
а впускной открывается. В это время контро-
лируют качество пакеровки по уровню жид-
кости в стволе скважины: если он сохраняет
свое положение, то пакеровка надежная;
резкое его снижение свидетельствует об от-
сутствии изоляции подпакерного простран-
ства - в этом случае приходится принимать
меры для повторной пакеровки.
После открытия впускного клапана в
колонну труб начинает поступать пластовый
флюид, при интенсивном проявлении плас-
та на устье может наблюдаться излив жид-
кости, залитой в колонну, и даже пластового
флюида. О поступлении жидкости в колонну
можно судить по вытеснению из нее воздуха.
По истечении времени открытого притока
вращением ротора закрывают запорный по-
воротный клапан, и в таком состоянии плас-
тоиспытатель оставляют в покое для записи
кривой восстановления давления.
Завершив цикл испытания, к инстру-
менту прилагают усилие натяжения, на ТО-
15 % превышающее первоначальную на-
грузку на крюке. Под действием сил растя-
жения открывается уравнительный кла-
пан, давление в подпакерной зоне резко
возрастает до гидростатического в стволе
скважины, перепад давления на пакере ис-
чезает, и пакер возвращается в исходное
положение. В некоторых случаях для сня-
тия пакера приходится прилагать более
значительные усилия или принимать до-
полнительные меры.
После освобождения пакера инстру-
мент поднимают из скважины. При подъе-
ме колонны через каждые две-пять свечей
отбирают пробы жидкости на анализ. Если
в скважине проявление было интенсивным
и колонна труб заполнена пластовым флю-
идом, его можно последним вытеснить че-
рез циркуляционный клапан в затрубное
пространство и пробу отобрать у устья из
потока.
Из поднятого на поверхность пласто-
испытателя извлекают глубинные маномет-
ры, и на диаграммах давления делают доку-
ментальные записи о дате проведения ис-
пытания и интервале испытания. Из пробо-
отборника отбирают пробу пластового флю-
ида и направляют ее в лабораторию на ана-
лиз. В лаборатории определяют компонент-
ный состав пробы, физические свойства
пробы и компонентов, количество и состав
газа в пробе.
Обработка результатов испытаний
Основной документ испытания - диа-
грамма давления глубинного регистрирую-
щего манометра.
Перед тем, как приступить к анализу
данных глубинного манометра и расчету по
нему характеристик пласта (или исследуе-
мого интервала), проводят предварительную
обработку диаграммы и по ней строят раз-
вернутый график изменения давления во
времени. Для удобства расшифровки диа-
грамм используют компаратор. На разверну-
том графике, построенном по диаграмме
давления, записанной забойным маномет-
ром, отражаются все этапы и фактические
режимы испытания.
Для расшифровки диаграмм давле-
ния, записанных глубинными манометра-
ми, применяют два метода: обработку диа-
грамм по экспресс-методу и камеральную
обработку.
Экспресс-метод позволяет сразу после
проведения испытаний в полевых условиях
оценить наиболее важные гидравлические
характеристики исследуемого объекта: пла-
стовое давление; коэффициент гидропровод-
ности испытанного интервала; мощность
продуктивного интервала; вязкость пласто-
вой жидкости; потенциальный коэффици-
ент продуктивности пласта; показатель
скин-эффекта (коэффициент закупорки
ПЗП).
По экспресс-методу обрабатывают диа-
граммы, записанные забойным и трубным
манометрами, по которым на участках прито-
ка и восстановления давления снимают пока-
зания в нескольких характерных точках.
На основании приведенных данных с
использованием расчетных формул опреде-
ляют основные характеристики:
- средний дебит притока, м3/с,
- конечный дебит притока, м3/с,
- коэффициент гидропроводности,
- пластовое давление, Па
- средний коэффициент продуктивнос-
ти, м3/(Па«сут),
- потенциальный коэффициент продук-
тивности, м3/(Па«сут),
- средний коэффициент призабойной
закупорки (б/р).
Предварительная оценка результатов
испытания экспресс-методом позволяет
сделать заключение о полноте полученной
информации для характеристики объекта,
о промышленной его значимости или необ-
ходимости продолжения испытаний. Про-
мышленную ценность исследованного объ-
екта оценивают на основании сопоставле-
ния вычисленных характеристик. Если ко-
эффициент гидропроводности не превыша-
ет 0,1 и средний коэффициент призабойной
закупорки равен примерно 0,5-1,5, то объ-
ект может быть отнесен к непродуктивным.
Если фактический коэффициент продук-
тивности не превышает 0,01x10 s
м'/(Па»сут), то при незначительном коэф-
фициенте призабойной закупорки испы-
танный объект может быть также отнесен к
непродуктивным.
Если потенциальный коэффициент про-
дуктивности превышает 0,01x10 s м3/(Па*сут)
и коэффициент призабойной закупорки выше
1,5, то такой пласт представляет интерес для Литература.
разработки. Окончательные значения гидравличес- ких параметров объекта испытания и его промышленную ценность устанавливают в результате камеральной обработки, которую проводят после завершения испытаний. 1. Басорыгин Ю.М. Булатов А.И. Про- селков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб, пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-бизнес- центр», 2000. - 670 с. 2. Шарошечные долота: Каталог. Уралбурмаш, 2001.
ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
ДЛЯ КОНТРОЛЯ ПРОВОДКИ НАКЛОННО
НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Создание телеметрических систем кон-
троля за положением отклонителя и забой-
ными параметрами ствола скважины в про-
цессе бурения придало значительный им-
пульс научно-техническому прогрессу в об-
ласти бурения скважин на нефть и газ.
В настоящее время телеметрические
системы контроля в сочетании с методико-
математическим и программным обеспече-
нием дали технологам небывалые возможно-
сти, в корне изменив методы их работы.
Зарубежные и отечественные специа-
листы считают, что самое актуальное и пер-
спективное направление, в котором должна
развиваться технология бурения, - это при-
менение электронных систем для измерения
на забое в процессе бурения (ИПБ), или по
английской транскрипции - MWD (Measure-
ment while drilling).
Первые патенты в области измерений
скважинных параметров во время бурения,
а затем и статьи по этому вопросу появились
в начале 30-х годов, но наибольший подъем
начинается после 60-х годов, когда были
проведены основные исследования по оцен-
ке и выбору канала связи, по составу телеси-
стемы, а также их конструкции.
Первые практические разработки по
телеметрическим системам измерений с ис-
пользованием импульсов, передаваемых на
поверхность через буровой раствор, были
созданы в 50-х годах. В США были разрабо-
таны телесистемы Теледрифт и Телеориэн-
тэр, передающие информацию с забоя о зе-
нитном угле и положении отклонителя, со-
ответственно, с использованием механичес-
ких забойных датчиков фирмой «Байрон
Джексон Хьюз», в СССР - ориентаторы и ги-
дротурботахометры, сигнализаторы на-
правления бурения (1-4) , разработанные
ВНИИБТ совместно с другими организация-
ми страны. Спустя более 20 лет, в 1978 г., в
результате интенсивных работ, проводимых
фирмой «Teleco» (США), была создана серий-
ная модель телеметрической системы (ТС)
для измерения скважинных параметров, ко-
торая была отработана в промысловых ус-
ловиях, а в СССР - телеметрические систе-
мы СТЭ, СТТ с электропроводным каналом
связи, телесистема ЗИТ, ЗИС-4М с электро-
магнитным каналом связи, телесистема
ГИТ с гидравлическим каналом связи, про-
шедшая предварительные испытания в
скважинах Бориславского УБР «Укрнефть», а
позднее телесистема ТСГК ВНИПИморнеф-
тегаза, также с гидравлическим каналом
связи. К сожалению, разработки телесистем
с гидравлическим каналом связи в России
были приостановлены.
Уже в 1984 г. в мировой практике теле-
системы были использованы в 1500 скважи-
нах. Предполагается, что в 2001 г. они еже-
годно будут использоваться при бурении
4000 и более скважин. Увеличение объема
применения телеметрических систем обус-
ловлено развитием горизонтального буре-
ния, бурения боковых стволов, а также ужес-
точением экологических требований.
В настоящее время разработки и про-
мышленное применение телесистем для
контроля проводки наклонно направленных
скважин ведутся многими фирмами США,
Франции, ФРГ, Канады, Норвегии, Англии,
Китая , других стран, а также в России -
ОАО «НПО «Буровая техника»-ВНИИБТ (ЭТО-
1, ЭТО-2, ЭТО-3, ЭТО-4), ВНИИГИС (г.Ок-
тябрьский), ВНИИНПГ (г.Уфа), Удмуртнефть
(г.Ижевск), ЗАО «НТ-КУРС» и другие.
Если первоначально ИПБ производи-
лись для контроля зенитного угла, азимута
и положения отклонителя, то в последние
десять лет разработаны и устройства для
проведения каротажных работ на базе
ИПБ. Создан инструмент для измерения па-
раметров режима бурения: нагрузки на до-
лото, крутящего момента, частоты враще-
ния долота, давления на забое. Технология
систем ИПБ развивается очень быстро, но
самые большие достижения ожидаются в
развитии наземных систем контроля на-
земных параметров бурения и включении
этой информации в обработку совместно с
забойной информацией.
Существующие телесистемы включают
следующие основные части:
- забойную аппаратуру;
- наземную аппаратуру;
- канал связи;
- технологическую оснастку (для элект-
ропроводной линии связи);
- днтенну и принадлежности к ней (для
электромагнитной линии связи);
- немагнитную УБТ (для телесистем с
первичными преобразователями азимута с
использованием магнитометров);
- забойный источник электрической
энергии (для телесистем с беспроводной ли-
нией связи).
Упрощенная блок-схема телесистемы
показана на рис.9.1.
Забойная часть телесистемы включает
первичные преобразователи измеряемых
параметров, таких, как;
- первичные преобразователи (ПП) на-
правления бурения;
- первичные преобразователи геофизи-
ческих параметров приствольной зоны сква-
жины;
- первичные преобразователи техноло-
гических параметров бурения.
К первичным преобразователям на-
правления бурения относятся:
- ПП зенитного угла в точке измерения (а);
- ПП азимута скважины ()):
- ПП направления отклонителя (у).
Азимут отклонителя определяется пу-
тем математической и электронной обработ-
ки данных первичных преобразователей на-
правления.
К первичным преобразователям геофи-
зических параметров (данных каротажа)
можно отнести геофизические зонды, изме-
ряющие:
К С - кажущееся сопротивление горных
пород;
П С - самопроизвольную поляризацию;
- гамма-каротаж (гамма естественного
излучения горных пород);
- электромагнитный каротаж.
К первичным преобразователям техно-
логических параметров бурения можно от-
нести датчики, измеряющие параметры
процесса бурения:
- осевую нагрузку на долото (G);
- момент (М) реактивный или активный;
- частоту вращения (п) вала забойного
двигателя (долота);
- давление внутри и снаружи буриль-
ной колонны;
- температуру внутри и снаружи теле-
системы;
- и другие, по желанию заказчика, а так-
же аппаратурные возможности телесистемы.
Данные от первичных преобразовате-
лей через коммутатор поступают на аналого-
цифровой преобразователь (АЦП), затем че-
рез кодирующее устройство (КУ), усилитель-
передатчик поступают в канал связи. На по-
верхности закодированная различными спо-
собами информация расшифровывается в
обратном порядке и поступает на системы
Забойная часть Наземная часть
Рис.9.1. Блок-схема телеметрической системы
ГКС ПРОВОДНОЙ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЙ МЕХАНИ- СЕЙСМИ- КОМБИНИ-
ЧЕСКИЙ ЧЕСКИЙ РОВАННЫЙ
(акусти-
.. СВЯЗЬ ческий)
СБРОСОВЫЙ КЛС зиле С ЭЛ. БУРОМ ПРЯМАЯ С РЕТРАНСЛЯТОРОМ
Рис. 9.2. Типы каналов связи
отображения и обработки для принятия ре-
шений по технологическому режиму. Вход-
ные устройства в зависимости от применяе-
мого канала связи в телесистемах различа-
ются. Так, в телесистемах с ЭКС входное уст-
ройство достаточно простое. Здесь задача со-
стоит в разделении информационных сигна-
лов от электропитания забойной аппарату-
ры. Сложнее в телесистемах с ГКС и ЭМКС.
Входное устройство наземной аппарату-
ры телеметрических систем с ГКС достаточно
сложное и включает в себя ПП импульсов (или
волн) давления, поступающих от забойного
пульсатора в условиях высокого уровня дав-
ления буровых насосов (до 20,0 МПа и более),
а также пульсаций давления насосов, дости-
гающих в ряде случаев до 1,7 МПа и при нали-
чии помех технологического типа от подачи
инструмента и взаимодействия долота с забо-
ем. В связи с этим входное устройство вклю-
чает в себя специальные фильтры и устройст-
ва, подавляющие эти помехи. Здесь следует
отметить, что наиболее помехоустойчивое
входное устройство в телесистемах, передаю-
щих непрерывную волну.
Входное устройство наземной аппарату-
ры телеметрических систем с ЭМКС включа-
ет специальную погружаемую в грунт антен-
ну и фильтр, отделяющий полезный сигнал от
помех поверхностных блуждающих токов.
Многие годы именно канал связи был
основным препятствием практического ис-
пользования измерений в процессе бурения.
Он является главным решающим фактором,
так как от него зависит конструкция телеси-
стем, компоновка, информативность, на-
дежность, удобство работы, а также условия
прохождения сигналов и др.
Были исследованы различные каналы -
гидравлический, электромагнитный, акус-
тический, электропроводный и многие дру-
гие (рис.9.2). В результате многолетних ис-
следований и практического использования
в реальных условиях бурения широкое при-
менение нашли три канала связи:
- электропроводной ЭКС;
- гидравлический ГКС;
- электромагнитный ЭМКС.
У каждого из этих каналов связи име-
ются свои преимущества и свои недостатки.
Разнообразие условий бурения, а также эко-
номическая целесообразность определяют
каждому каналу связи свою область приме-
нения. Особенно это подтверждается при бу-
рении скважин в России и в странах СНГ.
Преимущества и недостатки
каналов связи
Электропроводной канал связи в СССР
в силу многих причин (геофизические иссле-
дования, инклинометрические работы осу-
ществляются на электропроводном канале
связи, налаженная инфраструктура, мате-
риальное обеспечение геофизических пред-
приятий, электробурение) нашел значитель-
ное, но недостаточное применение (рис.9.3).
Этот канал обладает преимуществом
перед всеми известными каналами связи -
это максимально возможная информатив-
ность, быстродействие, многоканальность,
помехоустойчивость, надежность связи; от-
сутствие забойного источника электричес-
кой энергии и мощного передатчика; воз-
можность двусторонней связи; не требует
затрат гидравлической энергии; может быть
использован при работе с продувкой возду-
хом и с использованием аэрированной про-
мывочной жидкости.
Существует несколько разновидностей
электропроводного канала связи: на трубах
для электробурения; секционированных от-
резках кабеля в каждой трубе (так называе-
мых КЛС); «сбросовый»; ЗИЛС. В частности,
«сбросовый» канал и применяется в телесис-
темах СТТ-164, СТТ-ЗП Харьковского
СКТПБЭ, находящейся в эксплуатации в За-
падной Сибири и других регионах, а также
СТТ-108 для малых диаметров.
Недостатки электропроводного канала
связи:
- наличие кабеля в бурильной колонне
и за ней, что создает трудности при бурении;
- затраты времени на его проложение;
- необходимость защиты кабеля от ме-
ханических повреждений;
- невозможность вращения колонны;
- невозможность закрытия превентора
при нахождении кабеля за колонной буриль-
ных труб;
необходимость доставки (продавки) за-
бойного модуля или контактной муфты до
места стыковки (по-
садки) при зенитных
углах более 60 граду-
сов с помощью про-
давочного устройст-
ва. (Здесь следует
отметить, что име-
ются варианты про-
ложения кабеля вну- <////
три труб через верт-
люг, но в этом случае
появляется необхо-
димость в подъеме
всего кабеля или от-
резка кабеля при на-
ращивании, что тре-
бует дополнитель-
Предохранительный переводник ПП с
прорезью под кабель
Измерительный зонд
Квадратная штанга
Устройство ввода кабеля УВК
Колонна бурильных труб
Ориентирующий переводник ОП
Двигатель-отклонитель
ных затрат време-
ни).
Вращение ко-
лонны также воз-
можно, хотя для это-
го необходимо при-
менять вращаю-
щийся токосъем-
ник, устанавливае-
мый под вертлюгом.
В зонах АВПД при
Рис. 9.3. Компоновка бурильного инструмента
с ЭТО-2М в конце рейса долота
наличии «выбросо-
вой» ситуации и не-
обходимости в закрытии превентора буре-
ние ограничивается максимально возмож-
ным ходом инструмента вверх до достиже-
ния положения, когда кабель находится уже
внутри колонны, а при варианте пропуска
кабеля через вертлюг этой проблемы нет
(рис.9.4).
Гйдравлический канал связи ГКС. Ис-
следования этого канала в нашей стране на-
чаты при разработке гидротурботахометра
ВНИИБТ (5) еще в 50-х годах, а дальнейшее
применение канал нашел при бурении Коль-
ской сверхглубокой скважины СГ-3, где ус-
тойчивые сигналы о частоте вращения вала
турбобура были получены с глубины более
12000 метров. Однако в основном применя-
ется в современных MWD зарубежных веду-
щих фирм «Tfeleco», «Schlumberger», «Sperry-
sun», «Gearhart»,-«Eastman Christensen» и др.
Для генерирования импульсов давле-
ния в буровом растворе используются не-
сколько способов (рис.9.5). Они подразделя-
ются на три вида: положительный импульс,
отрицательный импульс и непрерывная вол-
на (сирена). Положительные импульсы гене-
рируются путём создания кратковременного
частичного перекрытия
нисходящего потока бу-
рового раствора. Отри-
цательные же импульсы
давления создаются пу-
тём кратковременных
перепусков части жид-
кости в затрубное прост-
ранство через боковой
клапан. Гидравлические
сигналы, близкие к гар-
моническим (сирена),
создаются с помощью
электродвигателя, кото-
рый вращает клапан
пульсатора, или диско-
вым клапаном гидротур-
ботахометра типа ГТТ
(5). Гйдравлические им-
пульсы (или волны) со
скоростью в среднем
1250 м/с поступают по
столбу бурового раство-
ра на «дневную» поверх-
ность. На поверхности
закодированная различ-
ными способами инфор-
мация декодируется на-
земной аппаратурой и
отображается на табло,
экране монитора, также поступает в другие
устройства обработки информации.
В последние годы значительно сократи-
лось время передачи данных. Если в системах
первого поколения оно составляло 50 с для
каждой точки, то в более новых - 25 с, а в не-
которых из последних систем всего 10 с.
Энергия, необходимая для работы за-
бойных систем, генерируется турбогенера-
тором или обеспечивается литиевыми бата-
реями, а также совмещенными источниками
электропитания (аккумуляторы с подзаряд-
кой от турбогенератора). Турбогенераторы,
по сравнению с батареями, обеспечивают
большие мощности и, следовательно, более
высокие энергетические возможности для
получения и передачи данных.
По мере увеличения числа датчиков в
телесистемах, а также протяженности сква-
жин, а значит повышения потребления
энергии, турбогенераторы становятся осо-
бенно перспективными.
Одним из важных последних достиже-
ний в области совершенствования телемет-
рических систем являются модульные сис-
темы. Рассчитанные на максимальную эф-
фективность и гибкость, эти системы более
дешевы и экономичны в процессе эксплуата-
ции по сравнению с любыми другими. При-
мером может служить телесистема фирмы
«ТЕЛЕКО» (рис.9.6), которая имеет пять мо-
дульных вариантов, содержащих как прост-
ранственные датчики, так и датчики техно-
логических и геофизических параметров,
пристыковывающиеся к основному модулю
в зависимости от потребности (6).
1) телесистема для передачи информа-
ции о зенитном угле (а), азимуте скважины (j)
и положении отклонителя (Y);
2) телесистема для передачи информа-
ции о a, j, Уи гамма-каротажа;
3) телесистема для передачи информа-
ции о a, j, Y, гамма-каротажа и КС;
4) телесистема для передачи информа-
ции о a, j, Y, гамма-каротажа, нагрузке и мо-
менте на долоте;
5) телесистема для передачи информа-
ции о a, j, Y и гамма-каротажа.
Всё оборудование такой системы имеет
модульную конструкцию с полной совмести-
мостью модулей, что даёт возможность при-
обретать его в любом наборе в виде отдель-
ных секций или полностью комплект.
Предпочтение в применении телесис-
тем с ГКС базируется как на относительной
простоте осуществления связи по сравне-
нию с другими каналами, так и на том, что
этот канал не нарушает (по сравнению с
ЭКС) технологические операции при буре-
нии и не зависит от геологического разреза
горных пород (по сравнению с ЭМКС), тоесть
от буровой бригады не требуется необычных
операций.
Недостатки: низкая информативность
из-за низкой скорости передачи, низкая по-
мехоустойчивость, последовательность в пе-
редаче информации, необходимость в источ-
нике электрической энергии (батареи, тур-
богенераторы), отбор гидравлической энер-
гии для работы передатчика и турбогенера-
тора, невозможность работы с продувкой
воздухом и аэрированными жидкостями
Электромагнитный канал связи ЭМКС;
используют электромагнитные волны (токи
растекания) между изолированным участ-
ком колонны бурильных труб и породой. На
поверхности земли сигнал принимается как
разность потенциалов от растекания тока по
горной породе между бурильной колонной и
приемной антенной, устанавливаемой в
грунт на определенном расстоянии от буро-
вой установки (рис. 9.7). Разработкой теле-
систем с ЭМКС в России занимаются ВНИИ-
геофизических исследований скважин
(ВНИИГИС), ВНИИ промысловой и полевой
геофизики (ВНИИПГ) и другие.
Преимущества; несколько более высо-
кая перед гидравлическим каналом инфор-
мативность.
Рис.9.4. Схема гидравлической линии связи:
1 - буровые насосы; 2 - первичный преобра-
зователь давления; 3 - обвязка (манифольд,
рукав, вертлюг, квадрат); 4 - колонна буриль-
ных труб; 5 - КНБК с телесистемой; 6 - доло-
то; 7 - желоб; 8 - приемная емкость; 9 - кла-
пан телесистемы (пульсатор)
ПОЛОЖИТЕЛЬНЫЕ ИМПУЛЬСЫ
t(c)
Недостатки: дальность связи (зависит
от проводимости и перемежаемости горных
пород, затухания сигналов.), слабая помехо-
устойчивость, сложность установки антен-
ны в труднодоступных местах, невозмож-
ность использования на море.
ОТРИЦАТЕЛЬНЫЕ ИМПУЛЬСЫ
Рис. 9.7. Схема электромагнитного канала
связи
НЕПРЕРЫВНАЯ ВОЛНА С ФАЗОВОЙ МАНИПУЛЯЦИЕЙ
Рис. 9.5. Диаграммы гидравлических им-
пульсов при различных способах их форми-
рования
Ниже представлены телеметрические
системы, применяемые на нефтегазопро-
мыслах России, за рубежом и странах СНГ.
^имение q
ЖИДМЗСГИ Z
Передатчик
(пульсатор)
эл. энергии
Турбина
ПП Гамма
Движение
жидкости
Электрода КС
Электроника
гамма и сопротивление
Движение
жидкости
5
Гамма,
направление
П Л Гамма
Электроника КС
Изолятор
Сопротивление,
гамма,
направление
Движение
жидкости
ы
Направление,
технология,
гамма,
(пульсатор)
Электроника
ПЛ. направления
Немагнитная УБТ
Электроника
ал. энергии
Турбина
П.П. Гамма
Приемник
Антенна
Передающая антенна
Сопротивление,
эл. мат. каротаж,
гамма,
направление
Рис. 9.6. Варианты модульных телеметрических систем фирмы «Teleco»
Телеметрические системы
с гидравлическим каналом связи
Перечень основных фирм-разработчи-
ков и изготовителей систем с ГКС:
«Teleco Oilfield Services/Sonat Inc» ...........-CHIA
«Gerhart Geodata Services Ltd/Gerhart Ind» -Англия, США
«Anadrill/Schlumberger» .........................-США
«NL Sperry-Sun/NL Ind» ..........................-США
«Eastmen Christensen» ...........................-США
«Exlog-Totco/Baker-Hughes» ...................-CHIA
«Datadrill/Smithlnt» ...........................-CHIA
«Geolink» .................................-Шотландия
•BecField* .................- CHIA, ОАО «Удмуртнефть»
«Geoservices»................................-Франция
«ИЧТ» ........................................-Россия
Телеметрические системы
с электропроводным каналом связи
Телеметрическая система «СТЭ» (для бу-
рения с электробуром) и СТТ (для бурения
с забойным гидравлическим двигателем)
Телесистема предназначена для изме-
рения и передачи на поверхность информа-
ции по кабельной линии связи о зенитном
угле, азимуте и направлении действия от-
клонителя.
Передача информации осуществляется
по электрическому кабелю, используемому
для подачи электроэнергии к электробуру,
или «сбросовому» геофизическому одно-
жильному кабелю при бурении с ГЗД (турбо-
бур, винтовой двигатель).
Организация-разработчик - СКТБПЭ
НПО «Потенциал», г. Харьков.
Основные технические данные:
Пределы измерений:
зенитный угол, град..............0-110;
азимут, град.................0-360;
направление действия
отклонителя, град...........0-360.
Погрешность измерений:
зенитный угол, град..............±1,5;
азимут и отклонитель, град.....±9.
Телеметрическая система «Гирокурсор»
Телесистема передает на поверхность
данные о направлении по одножильному ге-
офизическому кабелю. Отличительной осо-
бенностью от телесистем с использованием
ЭКС является то, что в системе «Гйрокурсор»
применен датчик на базе гироскопа (7). Вве-
дение гироскопа в состав телесистемы поз-
воляет использовать ее в обсаженных колон-
нах, а значит, не требуется немагнитная
вставка (немагнитная УБТ). Телесистема
разработана специально для бурения боко-
вых стволов из обсаженных скважин.
Основные технические данные:
Габариты внешнего корпуса забойного
модуля:
диаметр, мм.......................45
длина, мм.....................2000
Пределы измерений и погрешность, град.:
азимут при зенитном угле
до 70 град .................0-360 (±1,5)
зенитный угол ..........0-180 (± 1,5)
отклонитель.............± 180 (± 1,0)
Температура для забойной
части, град. °C ..................до 85
Разработчик - ЗАО «НТ-КУРС», г. Москва.
Телеметрическая система МСТ-45
Телесистема (8) передает информацию
о параметрах направления по одножильно-
му геофизическому кабелю. В качестве пер-
вичных преобразователей использованы
трехкоординатные магнитометры и акселе-
рометры. Применяется совместно с немаг-
нитной УБТ при бурении наклонных и гори-
зонтальных скважин глубиной до 3000 м.
При бурении возможно вращение бурильно-
го инструмента без подъема забойного мо-
дуля.
Основные технические данные:
Пределы измерений и погрешность, град.: .
азимут при зенитном угле от 0,5 град
до 179,5 град ..........0-360 (±2,0)
зенитный угол ..........0-180 (±0,5)
отклонитель ............0-180 (±3,0)
Температура для забойной
части, °C ...................до 80
Разработчик ЗАО «Удмуртнефть», г. Ижевск.
Телеметрическая система ЭТО-2М
Телесистема (9) предназначена для
передачи информации о зенитном угле и
направления действия отклонителя по от-
ношению к апсидальной плоскости сква-
жины по 3-жильному каротажному кабелю.
Для контроля азимута применяется совме-
стно с гироскопом и инклинометром диа-
метром 36 мм. Комплектуется немагнит-
ной УБТ с наружным диаметром 105 мм и
технологической оснасткой для проложе-
ния кабеля.
Основные технические данные:
Габариты забойного модуля, мм:
Длина ....................700
Наружный диаметр..........36
Измеряемые параметры
и погрешность, град: ............
зенитный угол .......0-95 (±0,5)
отклонитель .........±180 (+2,0)
Температура для забойной
части, °C ...................120
Наземная аппаратура имеет цифровое
и аналоговое (стрелочные приборы) отобра-
жение информации.
В разработке находятся телесистема
ЭТО-3 для передачи информации о направле-
нии, включая азимут, и телесистема ЭТО-4, ко-
торая кроме параметров направления имеет
модуль гамма-каротажа. В этих системах ис-
пользуется одножильный каротажный кабель.
Разработчик ЭТО-2М ОАО »НПО «Буро-
вая техника» - ВНИИБТ.
Разработчик ЭТО-3 и ЭТО-4 ОАО НПО
«Буровая техника» - ВНИИБТ совместно с
ЗАО ОКБ «ОРЕОЛ», г. Москва.
Устройство ввода кабеля УВК
Устройство предназначено для ввода
каротажного кабеля с измерительным уст-
ройством во внутренний канал бурильной
колонны и его герметизации от утечек бу-
рового раствора. Имеет различные типо-
размеры.
Ориентирующий переводник типа ОП
Переводник предназначен для ориен-
тирования спускаемого в скважину на каро-
тажном кабеле измерительного устройства
в плоскости искривления двигателя-откло-
нителя.
Устройство защиты кабеля тип УЗК
Устройство предназначено для защиты
геофизического каротажного кабеля от ме-
ханических повреждений при спуске бу-
рильной колонны в обсаженную скважину
диаметром 146, 168 мм.
Состоит из четырех специальных полу-
колец и двух шпилек.
Два верхних полукольца обхватывают
ниппельную часть бурильной трубы, а два
нижних - муфтовую часть бурильной трубы.
Между верхними и нижними полукольцами
вставляются шпильки, между которыми ук-
ладывается кабель, зажимными болтами.
Верхние и нижние полукольца стягиваются
болтами.
Устройство продавочное типа УП и УПП
Устройство типа УП предназначено для
проталкивания в бурильный инструмент ин-
клинометров, забойных измерительных мо-
дулей телесистем и других приборов, спуска-
емых на каротажном кабеле в скважинах с
зенитными углами более 45 град.
Состоит из продавочной головки, раз-
резной втулки и ключа.
Применяется совместно с устройством
ввода кабеля типа УВК в процессе бурения.
Устройство типа УПП предназначено
для проталкивания в бурильный инстру-
мент геофизических приборов, в том числе
Таблица 9.1
Технологическая оснастка телеметрических систем с ЭКС
Устройство продавочное
Модель Диаметр корпуса, мм Длина, мм Вес, КГ Резьбы Диаметр спускаемого прибора, мм Мах давление, МПа
верхняя НИЖНЯЯ
УП-108 108 400 12 Муфта 3-86 Ниппель 3-86 не более 36 25
УПП-133/86 168 600 22 Муфта 3-133 Ниппель 3-86 до 80 25
УП-196 196 520 30 Муфта 3-133 Ниппель 3-133 не более 70 25
Устройство ввода кабеля
УВК-108 108 820 45 Муфта 3-86 Ниппель 3-86 36 25
УВК-130 130 790 65 Муфта 3-86 Ниппель 3-86 36 25
УВК-196 196 1250 160 Муфта 3-133 Ниппель 3-133 70 25
Подквадратный переводник специальный прямой
ПСП-105 105 400 17 Ниппель 3-86 Ниппель 3-86 40
ПСП-174 174 275 28 Муфта 3-133 Муфта 3-86 65
Ориентирующий переводник
ОП-ЮО 100 800 38 Муфта 3-86 Ниппель 3-76 36
ОП-172 172 1200 120 Муфта 3-133 Ниппель 3-133 36-70
Устройство защиты кабеля
Модель Диаметр корпуса, мм Длина, мм Вес, . кг Диаметр бурильных труб, мм
УЗК-108 104,8 430 2 73
УЗК-130/160 180 560 3,5 127
инклинометров, спускаемых на каротажном
кабеле в скважинах с зенитными углами бо-
лее 45 град.
Имеет боковой ввод для промывочной
жидкости и устанавливается на верхнюю
трубу бурильных колонн диаметром 127 или
73 мм. Для этого нижняя часть УПП-133/86
с ниппелем 3-133 комплектуется дополни-
тельным переводником (муфта 3-133, нип-
пель 3-86).
Состоит из корпуса, лубрикаторного
уплотнения, разрезной втулки и ключа.
Разработчик технологической оснаст-
ки - ОАО «НПО «Буровая техника»-ВНИИБТ,
г. Москва.
Телеметрические системы
с гидравлическим каналом связи
Телеметрическая система фирмы
«Eastman Christensen»
Измерения в этой телесистеме азимута
и отклонения скважины от вертикали про-
водятся через каждые 54-72 с, положения
плоскости долота по гравитационным и
магнитным измерениям и температуры че-
рез 27-36 с. Разработанный фирмой новый
инструмент включает и датчики для карота-
жа проходимых пород. Интервалы времени
между измерениями и показаниями вклю-
чают процесс проверки данных на предмет
исключения ошибок за счёт шумов бурового
насоса, который занимает 30 % от длитель-
ности интервала. Передача информации
осуществляется отрицательными импульса-
ми давления.
Телеметрическая система
с гидравлическим каналом связи
BecField
Телеметрическая система (10) передает
по гидравлической линии связи положи-
тельными импульсами давления информа-
цию о параметрах направления. Электриче-
ское питание забойной части осуществляет-
ся батареями.
Основные технические данные:
Параметры направления:
азимут, град...............0-360(±1,0)
отклонитель, град ....0-360(±1,5)
зенитный угол, град...0-80(±0,05)
Время обновления данных, с.....45
Время обновления данных
по отклонителю, с ...................6
Продолжительность работы
батарей, ч, зависит от
типа передачи .................150-300
Телеметрическая система «Ориентир»
(Geolink)
Телесистема (11) передает информа-
цию о зенитном угле, азимуте, направлении
действия отклонителя и гамма-каротажа по
гидравлическому каналу связи отрицатель-
ными импульсами давления.
Основные технические данные:
Длина с гамма модулем, м ..7,62
Наружный диаметр забойной
части, дюйм ...............от 3,5 до 9,5
Температура для забойной
части, °C........................150
Время передачи всей
информации, с..............от 80 до 140
Время обновления информации
по отклонителю, с ................30
Измеряемые параметры:
азимут, град ............0-360
зенитный угол, град ....0-180
отклонитель, град ......0-360
гамма-каротаж
Погрешность измерения параметров
направления,град:
Азимут .....................±1,0
Отклонитель ................±1,0
Зенитный угол ..............±1,0
Телеметрическая система фирмы
«Anadrill» (Schlumberger)
Телеметрическая система выпускает-
ся с 1980 г. Она позволяет осуществлять из-
мерение кривизны скважины и каротажа
по гидравлическому каналу связи методом
непрерывной волны. Телесистема передает
на поверхность через каждые 18с данные о
положении отклонителя по гравитационно-
му и через каждые 9 с - по магнитному спо-
собам измерений. Данные об азимуте и зе-
нитном угле - через каждые 32 с. Каротаж-
ные данные и результаты имерений кри-
визны передаются через каждые 54 с, вели-
чины удельного сопротивления пласта - че-
рез 27 с, бурового раствора, вместе с его
температурой, нагрузкой на долото и вели-
чиной крутящего момента на долоте - через
54 с. Максимально допустимая температу-
ра для работы системы - 150 °C, min/max
расстояния - 9,75/11,27 м (для результатов
измерения кривизны) и 12,2/14,9 м - для
измерения направления и каротажа. Сис-
тема известна и широко применяется во
всём мире как при бурении на море, так и
на суше.
Рис. 9.8. Телеметрическая система с
гидравлическим каналом связи, индикатор
частоты вращения вала турбобура ИЧТ
Телеметрическая система «Sperry Sun»
Телеметрическая система фирмы
«Sperry Sun» (12) осуществляет передачу ин-
формации по гидравлическому каналу связи
положительными импульсами давления.
Измеряемые параметры:
зенитный угол, град ....0-180 (+0,2)
азимут, град ...........0-360 (±1,5)
отклонитель, град ......0-360 (±2,5)
гамма-каротаж
Время передачи параметров
направления с учетом
поправок, с ...............от 95 до 167
Время обновления данных
по отклонителю, с ..................9
Температура для забойной
части, °C ........................125
Телеметрическая система «DDG»
фирмы «Телеко»
Телесистема (6) служит для передачи с
забоя на устье скважины по гидравлическо-
му каналу связи (положительные импульсы
давления) следующей информации: плот-
ность и естественная радиоактивность по-
род, азимут, зенитный угол и направление
действия отклонителя, нагрузка на долоте,
вращающий момент на долоте. Применяет-
ся при бурении наклоннонаправленных
скважин на шельфе. Организация-разработ-
чик - фирма «Teleco» (США).
Основные технические данные:
Предел измерений:
зенитный угол, град.........0-90
азимутальный угол, град.....0-360
направление действия
отклонителя, град ..............0-360
нагрузка на долото, кН.....±2230
вращающий момент ............±68
Погрешность измерений:
зенитный угол, град........±0,25
азимутальный угол, град.....+1,5
направление действия
отклонителя, град..................±3
нагрузка на долото, кН .......±3
вращающий момент, Нм .......±182
Условия эксплуатации’ .
максимальная температура, °C . . . 125
максимальное давление, МПа ... .138
максимальное содержание песка
в растворе, % ......................1
Телеметрическая система
с гидравлическим каналом связи ИЧТ
В отечественной практике турбинного
бурения промышленное применение полу-
чила телеметрическая система с гидравли-
ческим каналом связи «Индикатор частоты
вращения вала турбобура ИЧТ» ( в дальней-
шем - телесистема ИЧТ) [13].
Общий вид телесистемы ИЧТ, состоя-
щей из забойной и наземной частей, приве-
ден на рис. 9.8.
Забойная часть включает таходатчик,
устанавливаемый в контейнере, который
встраивается в колонну бурильных труб не-
посредственно над турбобуром, и привод.
Привод, устанавливаемый на вал турбобура,
предназначен для передачи вращения вход-
ной оси таходатчика.
Наземная часть содержит преобра-
зователь давления типа ИД-240 и прием-
ник сигналов, соединенные между собой
кабелем.
При включении буровых насосов начи-
нает вращаться вал турбобура.
Вращение вала через привод передает-
ся входной оси таходатчика, механизм кото-
рого преобразует вращательное движение в
возвратно-поступательное перемещение ги-
дравлического клапана через каждые 100
оборотов вала турбобуров.
При каждом перемещении клапана, т.е.
через каждые 100 оборотов вала турбобура,
в потоке промывочной жидкости формиру-
ется гидравлический импульс, достигаю-
щий устье скважины за короткий промежу-
ток времени. Преобразователь давления
преобразует поступающие гидравлические
импульсы в электрические сигналы, кото-
рые по кабелю поступают в приемник сигна-
лов. В приемнике информационные элект-
рические сигналы отфильтровываются от
помех, усиливаются и линейно преобразу-
ются в напряжение, управляющее стрелкой
указывающего прибора, шкала которого
проградуирована в об/мин.
Основные технические данные
Предназначена для контроля работы
турбобуров диаметром, мм . .195; 240
Диапазон контролируемых частот
вращения, об/мин........150- 1200
Условия эксплуатации:
расход промывочной
жидкости, л/с, .............не более 50
плотность промывочной
жидкости, кг/м3, .........не более 1800
содержание песка в промывочной
жидкости, %.................не более 3
Показатели надежности:
среднее время безотказной
работы таходатчика, ч.....не менее 120
полный срок службы
таходатчика, ч............не менее 300
среднее время безотказной работы
приемника сигналов, ч ...........1500
полный срок службы приемника
сигналов, ч, ...........не менее 10 000
Разработчик телесистемы ИЧТ ОАО
«НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ.
азимут, град................0-360
направление действия
отклонителя, град................0-360
Частота вращения
долота, об/мин.................10-1500
Время обновления
информации, с ..................... 21
Погрешность измерения:
зенитный угол, град..........±0,7
азимут и отклонитель, град.....±4
частота вращения
долота, об/мин.....................±10
Условия эксплуатации:
температура, °C ...............80
давление, МПа .................60
Телеметрическая система фирмы
«Geoservices» (Франция)
Телесистема (15) осуществляет переда-
чу информации о зенитном угле, азимуте,
отклонителе, а также гамма - и сопротивле-
нии горных пород по электромагнитному ка-
налу связи.
Диапазоны измеряемых параметров
направления:
азимут, град................0 360 (+1,5)
зенитный угол, град....0-180 (+0,25)
отклонитель, град........0-360 (+3)
Время передачи всей
информации, с......................96
Телеметрические системы
с электромагнитным каналом
связи
Телеметрическая система ЗИС-4М
Телесистема (14) предназначена для
измерения и передачи с забоя на устье сква-
жины по электромагнитному каналу связи
(колонна бурильных труб) информации об
азимуте, зенитном угле и направлении дей-
ствия отклонителя.
Передача информации осуществляется с
помощью электромагнитных волн, формируе-
мых между долотом и электрически изолиро-
ванным участком колонны бурильных труб.
Организация-разработчик - ВНИИгеофизиче-
ских исследований скважин (ВНИИГИС).
Основные технические данные:
Пределы измерений:
зенитный угол, град........0-90
Литература
1. Рогачев О.К., Ворожбитов М.И., Ни-
кифоров А.И., Залкин С.Л., Калявкин Ю.В.,
Липский В.А., Ворожбитова Е.В., Сигнали-
затор для ориентирования устройства на-
правления бурения: Авторское свидетельст-
во №474606 от 10.07.73
2. АльперовичС.А., ВарламовВ.П., Горе-
лик Ф. Ф. Сигнализатор положения отклони-
теля: Авторское свидетельство № 735754 от
26.05.80.
3. Рогачев О.К., Ворожбитов М.И., Ни-
кифоров А.И. Устройство для измерения зе-
нитного угла скважины и ориентирования
отклонителя: Авторское свидетельство
№636381 от 15.12.78
4. Ворожбитов М.И., Никифоров А.И.,
Липский В.А.. Рогачев О.К. Сигнализатор на-
правления бурения нефтяных и газовых
скважин 11 СНБ. PHTC, ВНИИОЭНГ, сер.
«Автоматизация и телемеханизация нефтя-
ной промышленности». -М., 1976, №5.
5. Грачев Ю.В., Варламов В.П. Автома-
тический контроль в скважинах при буре-
нии и эксплуатации. -М.: Недра, 1968.
6. Выставочный проспект фирмы
«TELECO SONAT».
7. РопянойА.Ю., Скобло В.З. Малогаба-
ритная гироскопическая система// Вестник
Ассоциации буровых подрядчиков .- 2001.-
№1.
8. Забойная малогабаритная телесис-
тема МСТ-45: Проспект ЗАО «Удмуртнефть-
Бурение».
9. Рогачев О.К., Оганов А.С. Комплекс
технических средств для измерения и кон-
троля параметров дополнительного горизон-
тального ствола скважины // Строительство
нефтяных и газовых скважин на суше и на
море. -1997.-№1.
10. Телеметрическая система с гидрав-
лическим каналом связи «BecField»: Про-
спект ЗАО «Удмуртнефть-Бурение».
11. Инклинометрическая система
«Ориентир»: Проспект фирмы «Geolink»
(Шотландия).
12. Проспекты фирмы «Sperry Sun».
- Техническая характеристика системы
инклинометрии в процессе наклоннона-
правленного бурения.
- Измерения во время направленного
бурения MWD совместно с гамма-карота-
жом.
13. Миракян В.И. Повышение эффек-
тивности турбинного бурения // Нефтяное
хозяйство. -1988. -№8.
14. Система забойная инклинометри-
ческая ЗИС-4М: Проспект СИБНА.
15. Electromagnetic MWD: Проспект
фирмы «Sperry Sun».
ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ
Скважина углубляется вследствие отде-
ления частиц породы от массива в пределах
площади забоя и последующего ее удаления
с забоя и из ствола. Породоразрушающий
буровой инструмент (ПБИ) в процесс буре-
ния скважины выполняет одну из основных
функций - разрушение породы на забое.
Кроме этого он может выполнять следующие
функции:
- формирование ствола скважины по
диаметру;
- формирование керна;
- удаление шлама;
- расширение ствола;
- проработка ствола при СПО, ликви-
дации осложнений;
- разбуривание цементных пробок, по-
сторонних предметов в скважине.
По назначению ПБИ классифицирует-
ся по следующим признакам;
1) выполняемой функции (инструмент
для бурения без отбора керна, для бурения с от-
бором керна, для искривления скважин и т. д.);
2) условиям применения (тип и свойст-
ва горных пород, параметры скважины).
По конструкции инструмент подраз-
деляется на ряд типов, в зависимости от на-
значения, конструкции и вооружения (поро-
доразрушающих элементов). Их классифи-
кация по перечисленным признакам пред-
ставлена в табл. 10.1.
Параметрическая классификация
инструмента базируется на его диаметре,
который определяется конструкцией сква-
жины. При бурении с отбором керна указы-
вается также диаметр керна. Для расшири-
телей должен указываться диаметр пилот-
скважины (диаметр направляющего устрой-
ства для зацентровки расширителя).
Для бурения используются породораз-
рушающие инструменты диаметром от 46 до
508 мм. Специальные реактивно-турбинные
буры и расширители могут иметь диаметр до
нескольких метров.
В качестве характеристик инструмен-
та обычно указывается его ресурс или про-
ходка на долото (коронку) в метрах. В спра-
вочных данных указываются также реко-
мендуемые параметры режима бурения. Для
выбора присоединительных размеров пере-
водников бурильной колонны указываются
тип и параметры резьбы долота.
Таблица 10.1
Типы породоразрушающих инструментов
Функция инструмента Тип Конструктивные особенности и вооружение
1. Разрушение породы на забое: 1.1. Сплошным забоем Долото Лопастное, истирающе-режущее, шарошечное, алмазное, пневмоударное
1.2. Кольцевым забоем (с отбором керна) Бурильная головка Резцовая, шарошечная, алмазная
Коронка Твердосплавная, алмазная
2.Формирование ствола по диаметру Калибратор Шарошечные, лопастные. Спиральные, прямые.
3. Управление траекторией ствола Опорно-центрирующие элементы (калибратор, центратор) Шарошечные, лопастные. Спиральные, прямые. Вращающиеся, невращающиеся.
4. Расширение ствола Расширитель Шарошечные, лопастные. Бицёнтричные. Многоступенчатые
5.Удаление шлама 5.1. Гидравлическое Система промывочных каналов долота или коронки Центральная, боковая, комбинированная
5.2. Механическое Направляющий аппарат долота, коронки,расширителя или калибратора Лопасти, шнеки
10.1. Буровые шарошечные
долота
Буровое шарошечное долото является
наиболее распространенным породоразру-
шающим инструментом для проводки глубо-
ких нефтяных и газовых скважин, а также
для бурения скважин в горнорудной промы-
шленности.
Шарошечные долота выпускаются в
наибольшем ассортименте по числу их ти-
пов, разновидностей, серий и модификаций.
Отечественной промышленностью про-
изводится выпуск следующих типов шаро-
шечных долот для бурения сплошным забо-
ем: М - для мягких пород; МС - для мягких по-
род, чередующихся породами средней твер-
дости; С - для пород средней твердости; СТ -
для пород, чередующихся с твердыми; Т - для
твердых пород. Эти типы долот выполняются
с фрезерованными стальными зубьями раз-
личных модификаций с армированием их ра-
бочих поверхностей зерновыми твердыми
сплавами и применяются для бурения пре-
имущественно неабразивных пород соответ-
ствующей твердости.
Для бурения абразивных пород - от мяг-
ких «М» до крепких «К» и особо крепких «ОК» -
вооружение шарошек выполняется в виде за-
прессованных в их корпуса зубков из твердо-
го сплава вольфрамо-карбидной группы с со-
ответствующими назначению долота конфи-
гурациями рабочих головок, выступающих
над поверхностью шарошек (зубковое воору-
жение). Эти долота представлены следующи-
ми типами; М3, МСЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, К, ОК.
В основу конструкций указанных выше
типов долот положен принцип создания наи-
высшей скорости бурения породы, характер-
ной для данного типа долота, при обеспече-
нии им наивысшей проходки, что достигает-
ся совокупностью основополагающих факто-
ров: высокой износостойкостью вооружения
и опоры при рациональной схеме промывки.
В долотах для мягких пород внешний
контур шарошек имеет многоконусную бочко-
образную форму, которая в сочетании с мак-
симальной величиной смещения осей шаро-
шек в плане относительно оси долота кинема-
тически обуславливает разрушение породы
на забое одновременно вдавливанием и сдви-
гом разрушающего элемента вооружения.
В долотах же, предназначенных для бу-
рения в очень крепких породах, внешняя
конфигурация шарошки и ее расположение
в долоте близки к конусу, вершина которого
лежит в точке пересечения осей долота и ша-
рошки в профильной плоскости, содержа-
щей ось шарошки. Здесь хрупкое разруше-
ние породы на забое происходит за счет
ударного внедрения элементов вооружения
шарошки, которые лучше приспособлены к
большим напряжениям сжатия и могут вы-
держивать большие удельные нагрузки.
В долотах для других пород - от мяг-
ких абразивных до очень крепких - воору-
жение шарошек выполняется в виде за-
прессованных в их корпуса зубков из твер-
дого сплава вольфрамо-карбидной группы
с соответствующими назначению долота
конфигурациями рабочих головок, высту-
пающих над поверхностью шарошки, - зуб-
ковое вооружение.
Поскольку в одинаковых горно-геоло-
гических условиях бурение скважин может
выполняться ротором или с использовани-
ем забойных двигателей: турбобуров, элект-
робуров, винтовых двигателей, которые
обуславливают свои диапазоны частот вра-
щения, характеристика долота, кроме типа
вооружения шарошек, должна включать
конструкцию опоры.
Долота с открытыми опорами, в кото-
рых охлаждение подшипников достигается
непосредственным контактом с промывоч-
ной жидкостью, могут работать при более
высоких частотах вращения, чем долота с
герметизированными маслонаполненными
опорами с охлаждением подшипников толь-
ко через контакт внешних поверхностей ша-
рошек с промывочной жидкостью.
Если открытые опоры включают
только подшипники качения (серия «В»), то
такое долото может работать при частоте
вращения до 600 об/мин. Конечно, с уве-
личением частоты вращения и осевой на-
грузки стойкость долота (время работы до-
лота до выхода из строя) будет снижаться,
но аварийного выхода из строя из-за пере-
грева опоры не будет. Стендовыми испыта-
ниями установлено, что суммарное коли-
чество оборотов шарошки при частоте
вращения долота в указанном диапазоне
остается постоянным или снижается не-
значительно. При этом механическая ско-
рость бурения не растет пропорционально
росту частоты вращения долота, что, оче-
видно, связано с уменьшением глубины
внедрения вооружения в породу из-за сни-
жения времени контакта.
При введении в опору концевых под-
шипников скольжения радиального и пяты-
подпятника (серия «В») верхний предел допу-
стимых частот вращения долота составит
примерно 400 об/мин.
Долота с герметизированными масло-
наполненными опорами с торцевым уплотне-
нием, содержащими концевой радиальный и
промежуточный упорный подшипники
скольжения и периферийный роликовый
подшипник качения (серия «НУ»), при исполь-
зовании в опорах специальных пластичных
смазочных материалов (ПСМ) могут работать
при частотах вращения до 250 об/мин.
Долота с герметизированными масло-
наполненными опорами, содержащими все
радиальные и упорные подшипники сколь-
жения и замковый подшипник качения или
скольжения и периферийное радиальное уп-
лотнение (серия «АУ»), могут работать с час-
тотой вращения до 150 об/мин, хотя лучшие
показатели по стойкости опоры достигаются
при частотах вращения до 100 об/мин.
При бурении шарошечными долотами
большое значение имеет эффективное уда-
ление продуктов разрушения буримой поро-
ды с поверхности забоя и из призабойной
зоны, что оказывает существен-
ное влияние на механическую
скорость проходки и стойкость
долота.
В современных трехшаро-
шечных долотах наиболее рас-
пространены три вида промы-
вочных (продувочных) систем:
- периферийная симметрич-
ная трехструйная схема располо-
жения промывочных каналов с
износостойкими насадками, че-
рез которые три струи промывоч-
ной жидкости направляются к за-
бою через проемы между сосед-
ними шарошками (схема «Г»);
- центральная - через сопло
или просто отверстие, располо-
женное в центре ниппелевой по-
лости долота, струя промывочно-
го агента, омывая шарошки, по-
дается на забой (схема «Ц»);
- комбинированная схема
промывки - двумя периферийны-
ми и одним центральным сопла-
ми промывочный агент подается
на забой, а третий свободный от
сопла проем в расширенном виде
оставляется для организованного
выхода призабойного шлама (схе-
ма «ЦГ»).
Встречаются и другие схемы промывоч-
ных (продувочных) систем, например, пери-
ферийная симметричная трехструйная с раз-
ными диаметрами сопел, но они существен-
ных отличий от вышеназванных не имеют.
В зависимости от количества рабочих
органов, непосредственно воздействующих
на горную породу при бурении, шарошечные
долота разделяются на разновидности: од-
ношарошечные, двухшарошечные, трехша-
рошечные, четырехшарошечные и много-
шарошечные.
В отечественной промышленности в
настоящее время выпускаются одно-, двух- и
трехшарошечные буровые долота. Схема ко-
дирования долот представлена на рис. 10.1
Конструкция одношарошечного долота
представлена на рис. 10.2.
Одношарошечное долото состоит из
корпуса 1 с присоединительным резьбовым
ниппелем 2, лапы 6 с цапфой 25, тел качения
в виде шариков 13 и 17, шарошки 27.
В корпусе выполняется промывочный
канал 4, направляющий поток промывочной
Виды долот
I - одношарошечные
II - двухшарошечные
III - трехшарошечные
Диаметр долота, мм
Тип промывки/продувки:
Ц - центральная промывка
Г - боковая (гидромониторная) промывка
П - продувка воздухом
Тип опорного подшипника:
А - два и более подшипников скольжения
В - на подшипниках с телами качения
Н - один подшипник скольжения
(остальные подшипники качения)
У - с герметизированными
маслонаполненными опорами
Порядковый номер заводской модели
Модификация завода
Тип долота:
М - для мягких пород
МС -для мягких пород с пропластками
средней твердости
М3 - для мягких абразивных пород
МСЗ - для мягких абразивных пород с
пропластками средней твердости
С - для пород средней твердости
СЗ - для абразивных пород средней твердости
СТ - для средних пород с пропластками твердых
Т - для твердых пород
ТЗ - для твердых абразивных пород
ТКЗ - для твердых абразивных пород с
пропластками крепких
К - для крепких пород
ОК - для очень крепких пород
Рис. 10.1. Схема кодирования шарошечных долот
жидкости из колонны бурильных труб на во-
оружение шарошек, которое представлено
вставными твердосплавными зубками 19.
Рис. 10.2. Конструкция одношарошечного долота
Шарошка 27 удерживается на цапфе
25 при помощи шариков 13, которые распо-
ложены во внутренней и наружной беговых
дорожках цапфы и шарошки соответствен-
но, образуя шариковый замок.
Замковые шарики заводятся после
монтажа шарошки на цапфе через отвер-
стие 9 и фиксируются в беговой дорожке
замкового пальца, неразъемно-соединенно-
го с лапой сварным швом 8.
Шарошка одношарошечного долота
располагается на цапфе таким образом, что-
бы ее центр совмещался с точкой пересече-
ния оси 20 долота с осью 21 цапфы.
Опора шарошки в данной конструкции
выполнена состоящей из большого подшип-
ника скольжения 12, замкового шарикового
подшипника 13, промежуточного подшипни-
ка скольжения 15, шарикового подшипника
17, концевого подшипника скольжения 18.
Схема такой опоры сокращенно обозна-
чается: СШСШС, где С - подшипник сколь-
жения, Ш - шариковый подшипник качения.
Для армирования рабочей поверхности
шарошки одношарошечного долота обычно
применяют зубки с плосковыпуклой голо-
вкой формы Г23.
В качестве материала для зубков ис-
пользуют твердый сплав марки ВК8ВК или
ВК11ВК, включающий карбид вольфрама и
кобальт.
Одношарошечные долота, в силу их ки-
нематических особенностей, разрушают
горную породу на забое преимущественно
режущим воздействием расположенных на
поверхности шарошки зубков.
Одношарошечное долото, даже при
твердосплавном вооружении шарошки, как
и все долота режущего типа, в твердых и аб-
разивных породах малоэффективны.
Его преимуществом является большой
габарит опоры и малая частота вращения
шарошки относительно собственной оси,
благодаря которым в подавляющем боль-
шинстве случаев причиной выхода одноша-
рошечного долота из строя является абра-
зивный износ вооружения шарошки при
еще работоспособной опоре.
В силу сказанного, область эффектив-
ного применения одношарошечных долот
весьма ограничена.
Конструкция двухшарошечного долота
представлена на рис. 10.3.
и 17 is is и на а и а
Рис. 10.3. Конструкция двухшарошечного долота
Двухшарошечные долота отличаются
от одношарошечных рядом существенных
особенностей. Отечественные двухшаро-
шечные долота состоят из двух секций, со-
единенных сборочными штифтами свароч-
ным швом 2.
В состав каждой секции входит лапа 5 с
цапфой 7, на которой монтируется с помо-
щью подшипников шарошка.
Угол наклона оси 6 цапфы к оси долота
- один из важнейших параметров долота, ха-
рактеризующий тип долота. Его максималь-
ное значение - 57° - соответствует типу «М»
(для бурения мягких пород), а минимальное -
50° - типам «К» и «ОК» (для бурения крепких и
особо крепких пород).
Конструкция лап, цапф у обеих секций
обычно одинакова. Шарошки же отличают-
ся одна от другой формой венцов, располо-
женных на конических поверхностях.
Поверхности шарошек, вступающие в
контакт со стенкой скважин, называются
обратным, или тыльным, конусом.
Венцами 10, 13, 17 называют рабочие
наружные, расположенные по окружности
поверхности шарошек, разделяемые кон-
центричными проточными 12, 15.
Во всех современных двух- и трехша-
рошечных долотах в проточку 15 одной
шарошки заходит венец 17 другой ша-
рошки. Это приводит к самоочищению
шарошек.
Зубья образуются путем фрезерова-
ния в каждом венце продольных выемок,
которые, в зависимости от типоразмера
долота, обеспечивают необходимую высо-
ту зуба, угол заострения и притупление
вершины.
В двухшарошечных долотах схемы
конструкций опор могут быть различными
и содержать как подшипники качения (ро-
лики, шарики), так и подшипники сколь-
жения.
Вооружение шарошек может быть вы-
полнено как с фрезерованными стальными
зубьями, так и с запрессованными твердос-
плавными зубками.
Промывочные узлы могут быть двух
модификаций: в виде центрального канала
или с ответвляющимися от осевого двумя бо-
ковыми каналами (в т.ч. приближенными к
забою).
Трехшарошечные долота - наиболее
распространенная и широко применяемая
разновидность шарошечных долот.
По внешним конструктивным особен-
ностям каждое трехшарошечное долото от-
носится к одному из двух возможных вари-
антов исполнения: секционному или кор-
пусному.
Рис. 10.4. Трехшарошечное
(трехсекционное) долото
Секционное трехшарошечное долото
(рис. 10.4) состоит из трех секций, соединен-
ных путем сопряжения плоских граней дву-
гранного угла у = 120° (рис. 10.5) с помощью
технологических штифтов, размещенных в
отверстиях на плоскостях двугранных углов.
Рис. 10.5. Секция долота (без шарошки)
Корпусное шарошечное долото
(рис. 10.6) выпускается только больших раз-
меров (диаметром 393,7 мм и более). Оно со-
стоит из литого корпуса 1 с муфтовой присо-
единительной конической резьбой 2, встав-
ных лап 4 с цапфами 5, подшипников 6,7,8 и
шарошек 9. В настоящее время осваивается
выпуск отечественных корпусных долот с
конической ниппельной резьбой. Лапы в
корпусе закрепляются с помощью сварных
швов 3.
Промывочная жидкость в корпусных
долотах подается через центральное промы-
вочное отверстие. Однако такие долота мо-
гут быть снабжены соплами, вмонтирован-
ными как в центральном, так и в боковом
промывочном каналах.
Рис. 10.6. Корпусное долото
Корпусные, так же, как и секционные,
трехшарошечные долота могут быть изго-
товлены с различными вариантами опор
шарошек.
Все отечественные трехшарошечные
долота подразделяются на 9 серий: ГВ, ГВУ,
ЦВ, ГН, ГНУ, ГЛУ, ЦА, ПВ и ПГВ.
Долота серии ГВ
Долота этой серии характеризуются бо-
ковой промывкой и опорой с подшипниками
качения и предназначаются преимуществен-
но для высокооборотного турбинного бурения
с частотой вращения от 7 с' до 13,5 с Секция
такого долота представлена на рис. 10.7.
Опора шарошки может быть выполне-
на по схеме: РШР, ШШР, РПТШ, ПИШИ.
В последние годы положительно заре-
комендовала себя схема опоры РШСуР с про-
межуточным упорным подшипником сколь-
жения (Су).
Значительное повышение стойкости
опор серии ГВ достигнуто также за счет вве-
дения безбуртового периферийного подшип-
ника, имеющего увеличенный диаметр цап-
фы за счет врезной роликовой дорожки в
корпусе шарошки. Эти конструктивные нов-
шества, по сравнению с классической схе-
мой РШР, позволили уйти от сколов буртов в
процессе работы долота и повысить кон-
тактную выносливость рабочей поверхности
цапфы роликового периферийного подшип-
ника качения.
Рис. 10.7. Секция долота с опорой конструк-
тивной схемы ГВ:
1 - периферийный роликовый подшипник;
2 - шариковый радиально-упорный подшипник;
3 - концевой роликоподшипник
Промывочные гидромониторные узлы
долот серии ГВ обычно состоят из осевой по-
лости, трех ответвляющихся от нее боковых
промывочных каналов и трех струйных со-
пел (насадок), вмонтированных в корпус лап.
Некоторые современные конструкции
долот серии ГВ содержат два гидромонитор-
ных канала, а вместо третьей бобышки под
насадкой в корпусе лапы выполнен проем
для более интенсивного выноса выбуренной
породы с забоя скважины. Такая асиммет-
ричная схема промывки дает увеличение ме-
ханической скорости проходки, особенно
при бурении мягких пород.
Долота серии ГВУ
Отличительными особенностями долот
серии ГВУ от серии ГВ является наличие
герметизированной маслонаполненной опо-
ры и системы компенсации давления. Эле-
менты конструкции долота серии ГВУ пока-
заны на рис. 10.8.
Твердосплавная упорная
Уплотнительное
Твердосплавные зубки
уваличеннога диаиатра на
основных конусах
Твердосплавные зубки
увеличенного днаиетра на
Обратным донусах
Еолыиоя рогнмовый
лодшилюи
е проточке корпуса
и вышки
Рис. 10.8. Элементы конструкции долота серии ГВУ
Многослойное
седобросодержащм покрытие
виутрениеяполосш
Долота серии ГВУ до настоящего вре-
мени не нашли массового применения ввиду
того, что в закрытой герметизированной
опоре при форсированных режимах работы
долота генерируется большое количество
тепла, которое не успевает отводиться через
наружные поверхности шарошек.
Отдельные типоразмеры долот серии
ГВУ (215,9 МЗ-ГВУ-В206, 215,9 С-ГВУ-
R190M) начинают осваиваться в производ-
стве ОАО «Волгабурмаш» и проходят промы-
шленное апробирование.
Опоры этих долот выполнены по схеме
РШСуРСу и имеют безбуртовую конструк-
цию периферийного роликового подшипни-
ка с увеличенным диаметром цапфы.
Применены упорная пята и упорный
подшипник с многослойным серебросодер-
жащим покрытием, которое является «твер-
дой смазкой» и обеспечивает интенсивный
отбор тепла от нагруженных поверхностей
опоры.
Опора заполнена специальным термо-
стойким пластичным смазочным материа-
лом и герметизирована с помощью уплотни-
тельного кольца, выполненного на основе со-
временных теплостойких эластомеров.
Очистка забоя осуществляется через
абразивно-стойкие удлиненные насадки.
Подконтрольная отработка буровых до-
лот 215,9 МЗ-ГВУ-К206 в условиях Западной
Сибири показала увеличение проходки на
долото до 2-х раз и механической скорости
проходки в 1,3- 1,6 раза за счет применения
высокоэффективного вооружения -примене-
ны зубки выпукло-выгнутой ковшеобразной
формы.
Трехшарошечные долота серии ЦВ
Долота этой серии отличаются от долот
серии ГВ центральной системой промывоч-
ного устройства. Промывочное устройство
этих долот обычно состоит из широкой осе-
вой ниппельной полости 1 (рис. 10.9) и пред-
ставляющего собой ее продолжение цент-
рального промывочного канала 2. Это уст-
ройство не позволяет достаточно хорошо
очистить и охладить калибрующие элемен-
ты долота. Однако оно обеспечивает удовле-
творительную очистку основных венцов ша-
рошек, очищает центральную зону забоя
скважин и способствует рациональной орга-
низации периферийных восходящих шламо-
несущих потоков. Центральная система про-
мывки приводит к образованию мощного
нисходящего потока, что весьма важно в ус-
ловиях, когда к долоту подводится недоста-
точное количество промывочной жидкости.
Долота серии ЦВ применяются главным об-
разом с забойным двигателем при частоте
вращения до 13,5 с
Рис. 10.9. Долото серии ЦВ
Рис. 10.10. Секция долота с опорой конст-
руктивной схемы ГН:
1 - периферийный роликовый подшипник;
2 - шариковый радиально-упорный подшип-
ник; 3 - радиальный подшипник скольжения;
4 - упорный подшипник скольжения
Трехшарошечные долота серий
ГН,ГНУ
Долота серии ГН характеризуются опо-
рой, выполненной по схеме РШССу (рис.
10.10). Концевой радиальный подшипник
скольжения содержит втулку, запрессован-
ную в корпус шарошки, опирающуюся на
цапфу, наплавленную твердым сплавом.
Рис. 10.11. Секция долота с опорой конструк-
тивной схемы ГНУ:
1 - периферийный роликовый подшипник;
2 - шариковый радиально-упорный подшипник;
3 - радиальный подшипник скольжения;
4 и 5 - упорные подшипники скольжения;
6 - манжета; 7 - компенсатор перепада
давления
Упорный концевой подшипник сколь-
жения выполнен в виде пары трения: подпят-
ник из термостойкой стали, запрессованный
в корпус шарошки, - упорная поверхность
цапфы, наплавленная твердым сплавом.
Долота серии ГНУ (рис. 10.11) отлича-
ются от серии ГН наличием системы герме-
тизации и введением дополнительного упор-
ного подшипника скольжения (схема опоры
РШСуССу). В концевой части опоры долота
серии ГНУ применен блок подшипников
скольжения.
Промежуточный упорный подшипник
качения выполнен в виде пары трения: це-
ментованная сталь корпуса шарошки-на-
плавленная твердым сплавом цапфа.
К подшипникам скольжения по специ-
альным отверстиям и канавкам подводится
смазочный материал.
Герметизация опоры долота осуществ-
ляется резино-металлической маслобензо-
стойкой манжетой торцевого типа.
Долота серии ГНУ имеют лубрикатор,
обеспечивающий выравнивание давления и
подачу пластичного смазочного материала к
подшипникам опоры.
Промывочные узлы долот серий ГН и
ГНУ, как правило, выполняются тремя твер-
досплавными насадками с выходными от-
верстиями, обеспечивающими достаточную
скорость истечения струи в пределах 60 -
100 м/с р эффективную очистку забоя.
Долота серии ГАУ и ЦА
Долота серии ГАУ предназначены для
низкооборотного бурения глубоких нефтя-
ных и газовых скважин при частоте враще-
ния не более 2,5 с ' (150 об/мин).
Их применение наиболее целесообраз-
но при бурении нижних интервалов сква-
жин с приводом от ротора или низкооборот-
ных забойных двигателей (редукторных тур-
бобуров, винтовых двигателей).
Рис. 10.12. Секция долота с опорой конструк-
тивной схемы ГАУ:
1,3 -радиальный подшипник скольжения;
2 - шариковый радиально-упорный подшип-
ник; 4 и 5 - упорные подшипники скольжения;
6 - уплотнительное кольцо;
Опоры отечественных долот серии ГАУ
(рис. 10.12) выполняются по схеме СШСуС-
Су, те., за исключением шарикового под-
шипника качения, все остальные радиаль-
ные и упорные подшипники выполнены в
виде подшипников скольжения.
Конструктивное исполнение опор се-
рии ГАУ может быть разным. Это относится,
прежде всего, к выполнению основного несу-
щего периферийного радиального подшип-
ника скольжения и узла герметизации.
При этом во всех конструктивных ис-
полнениях периферийного радиального под-
шипника поверхность скольжения на цапфе
остается почти неизменной: наплавленная
твердым сплавом стеллит и шлифованная.
Ответные поверхности в шарошках
разнообразны:
- стальная цементованно-закаленная и
шлифованная (в более современных долотах
еще и покрытая слоем серебра толщиной 20-
50 мкм);
- шлифованная поверхность, запрессо-
ванной в периферийной части шарошки,
втулки, из композиционных материалов, в
ряде случаев пропитанных серебром;
- стальная цементованно-закаленная,
шлифованная и покрытая серебром, а между
поверхностями скольжения цапфы и ша-
рошки расположена плавающая втулка тол-
щиной 2,5—3,5 мм из облагороженной бе-
риллиевой бронзы или других специальных
материалов, покрытая серебром.
Система промывки долот серии ГАУ,
как правило, выполнена по симметричной
схеме с тремя короткими или в вариантах
исполнения с тремя удлиненными насадка-
ми, ориентированными таким образом, что-
бы струя омывала и очищала периферийную
зону вооружения шарошки, наиболее под-
верженную образованию сальника.
Долота серии ЦА предназначены для
бурения скважин преимущественно малого
диаметра. Они характеризуются централь-
ным промывочным узлом и наличием в каж-
дой опоре шарошки не менее двух подшип-
ников скольжения. При этом в отличие от до-
лот серии ГАУ опора шарошки выполняется
открытой, т.е. негерметизированной, ее под-
шипники имеют простейшую конструкцию,
и, как правило, их рабочие поверхности не
наплавляются и не плакируются.
Промывочный узел обычно выполняет-
ся в виде осевой ниппельной полости кругло-
го поперечного сечения, переходящей в цен-
7 - компенсатор перепада давления
тральный промывочный канал 1, как пока-
зано на рис. 10.13.
Долота серии ПВ и ПГВ
Долота серии ПВ предназначены для
бурения с очисткой забоя скважины сжатым
воздухом или иным продувочным агентом. В
отличие от всех ранее рассмотренных долот
они снабжены каналами 1 (рис. 10.14), 2 и 3,
просверленными в каждой лапе и цапфе для
подвода в опору шарошки продувочного
агента.
Шарошечные долота для бурения сква-
жин при очистке забоя газообразным аген-
том широко применяются в основном при
проводке взрывных скважин глубиной до 25 м
в горнодобывающих отраслях промышленно-
сти, и их главной особенностью является обя-
зательное наличие продувочных каналов в
опорах шарошек для охлаждения элементов
подшипников. (Опорой шарошки принято на-
зывать весь комплекс встроенных в одну ша-
рошку разнообразных подшипников).
Продувочные каналы из ниппельной
полости долота в виде специальных сверле-
ний в лапах подводятся к подшипникам
опор. Продувочный агент, обдувая поверхно-
сти элементов подшипников, через откры-
тую периферийную полость шарошек вы-
брасывается в скважину. Эта часть проду-
вочного агента в очистке поверхности забоя
от шлама не участвует, но в транспортиров-
ке продуктов разрушения породы в затруб-
ном пространстве участвует вместе с осталь-
ной частью подаваемого в скважину агента,
создавая необходимую скорость движения
восходящего потока.
Для нормальной работы опор количест-
во продувочного агента, проходящего через
них, должно быть достаточно, чтобы не до-
пускать чрезмерного повышения температу-
ры элементов подшипников. Поскольку для
очистки забоя от шлама большого давления
продувочного агента не требуется, то пло-
щади поперечного сечения подводящих к
опорам каналов выполняются возможно
большими, чтобы охлаждение достигалось
при малых перепадах давления агента на до-
лото, чтобы исключить неэффективное ис-
пользование мощности компрессора.
В мировой практике бурения скважин с
очисткой забоя газообразным агентом при-
нято, что примерно 1/3 часть подаваемого в
скважину агента должна проходить через
опоры. Как правило, такое распределение
продувочного агента достигается при пере-
паде давления на долото 1-1/5 кг/см2.
В этих долотах в основном встречаются
две схемы опор:
- подшипники: периферийный ролико-
вый - замковый шариковый - упорный про-
межуточный скольжения - концевой ради-
альный скольжения - концевая пята сколь-
жения (схема РШСуССу);
- подшипники: периферийный ролико-
вый - замковый шариковый - концевой роли-
ковый (схема РШР).
В долотах больших диаметров встреча-
ются и комбинации двух выше названных
схем, например, РШСуРСу или РШРСу.
Во всех подшипниках скольжения по-
верхности на цапфах наплавлены сплавом
стеллит и прошлифованы, а ответные по-
верхности в шарошках цементованы, зака-
лены и прошлифованы. В некоторых конст-
рукциях поверхности скольжения в шарош-
ках покрыты слоем серебра или в них с опре-
деленным шагом зачеканены стерженьки
диаметром 3-4 мм, длиной 2,5 -3 мм из сереб -
ра или серебряного припоя ПСр-50, состоя-
щего из 50 % серебра и 50 % меди.
Наличие дополнительных упорных
подшипников скольжения существенно уве-
личивает несущую способность опоры, но
предъявляет и дополнительные требования
к обеспечению их эффективного охлаждения
путем подведения дополнительных каналов
к отдельным участкам их поверхностей
скольжения и увеличения расхода охлажда-
ющего агента.
Рис.10.14. Долото серии ПВ
Используются долота как с зубчатым,
так и Зубковым вооружением.
Долота для бурения пород от мягких до
твердых по вооружению почти не отличают-
ся от своих аналогов, предназначенных для
бурения с промывкой забоя.
Вооружение же долот для крепких и
очень крепких пород существенно усилено
путем уменьшения шага между зубками на
венцах, поскольку они используются для бу-
рения в скальных породах, аналогов кото-
рым в глубоких скважинах не встречается.
В качестве продувочного агента ис-
пользуется сжатый воздух или воздушно-во-
дяная смесь в соотношении: на 1мэ/мин воз-
духа 0,5-0,6 л/мин воды. Впрыскивание во-
ды в поток сжатого воздуха перед вертлюгом
обеспечивает пылеподавление в выходящем
из скважины потоке.
Опыты, проведенные на горнорудных
предприятиях, показали, что опоры долот луч-
ше работают при использовании только сжато-
го воздуха в качестве продувочного агента, чем
при впрыскивании в него воды, поскольку в
первом случае с помощью простых устройств в
опоры подается смазочный материал, уноси-
мый воздухом из компрессоров, а при добавле-
нии воды смазочный материал вместе с водой
легко вымывается из опор.
Но при бурении только на чистом воз-
духе возникает необходимость наличия
сложной и дорогостоящей пылеулавливаю-
щей системы, что далеко не всегда бывает
оправданным.
Продувочный агент, постоянно проте-
кая через опоры, в процессе бурения предот-
вращает попадание забойного шлама в опо-
ры. Но при остановке бурения (при наращи-
вании штанг или по другим причинам) со
стен скважины стекает мокрый шлам, обра-
зуемый из-за добавки воды к сжатому возду-
ху или из-за обводненности месторождения,
забивает опоры и продувочные каналы в
них, и при возобновлении бурения опоры пе-
рестают продуваться, что приводит к ава-
рийному выходу их из строя.
В связи с этим в долотах, предназна-
ченных для бурения с очисткой забоя газо-
образным агентом, используются шламоза-
щитные обратные клапаны различных кон-
струкций.
Долота серии ПГВ отличаются от долот
серии ПВ продувочным устройством. Цент-
ральная схема продувки заменена боковой
со струйными соплами, установленными в
боковых каналах, расположенных в прили-
вах - «бобышках» лап долота. Боковые проду-
вочные каналы выходят из осевой ниппель-
ной полости.
Материалы, применяемые
для изготовления
современных шарошечных
долот
Стали
В отечественном производстве исполь-
зуются для изготовления:
шарошек всех долот - цементуемые ни-
кель-молибденовые и хромоникель-молиб-
деновые стали марок 17НЗМА, 16ХНЗМА и
18ХНЗМА;
- лап долот высокооборотного бурения -
цементуемая хромоникель-молибденовая
сталь марки 14ХНЗМА (14Х2НЗМА);
- лап долот низкооборотного бурения -
цементуемая хромомарганцево-никель-мо-
либденовая сталь марки 22ХГНМА;
- тел качения - калящаяся кремнемо-
либдено-ванадиевая сталь марки 55СМ5ФА.
Лапы и шарошки подвергают химико-
термической обработке, включающей:
- цементацию при температуре 920-
950 °C в газовой среде, регулируемой по угле-
родному потенциалу с охлаждением в масле;
- промежуточный высокий отпуск при
температуре 630-650 °C с охлаждением на
воздухе (за рубежом не производится);
- закалку в масле с температурой 760-
830 °C (в зависимости от марки стали);
- низкий отпуск при температуре 180-
210 °C с охлаждением на воздухе.
Тела качения буровых долот подверга-
ются упрочняющей термической обработке
по аналогичным режимам на высокую твер-
дость HRCa > 56.
Глубина цементированного слоя цапф и
шарошек долот регламентируется размером
и типом долота, а также зависит от марки
стали. Очень важной характеристикой це-
ментируемого слоя является контролируе-
мое распределение концентрации углерода
по глубине слоя.
Строгое выполнение технических тре-
бований, предъявляемых к качеству ХТО де-
талей долот, обеспечивает высокую работо-
способность опорных элементов и, следова-
тельно, долота в целом.
Антифрикционные материалы
Рабочие поверхности скольжения на
цапфах и опорах схем Н, НУ и АУ долот на-
плавляют твердыми сплавами типа стеллит
марки ЗВ16К ТУ 48-19-155-75. Наплавкапо-
верхностей стеллитом производится как
вручную газопламенным способом, так и на
ТВЧ с использованием графитовых форм; и в
том и в другом случаях после цементации
для стали 14ХНЗМА, 22ХГНМА и всех сталей
за рубежом - после цементации. После хими-
ко-термической обработки наплавленные
поверхности шлифуют.
Одной из проблем при создании слоя
стеллита на поверхности скольжения явля-
ется растрескивание слоя в процессе терми-
ческой обработки. Наличие трещин ухудша-
ет прочностные и усталостные свойства ра-
бочей поверхности подшипника скольжения,
а отделение частицы наплавленного слоя в
опоре вызывает ее полную заклинку. Ответ-
ные поверхности в шарошках с опорами Н и
НУ выполняют: для концевого упорного под-
шипника скольжения - в виде запрессован-
ного в дно шарошки подпятника из стали
Р6М5 ГОСТ 19265-73; для концевого ради-
ального подшипника скольжения - в виде за-
прессованной в корпус шарошки втулки из
стали 12X17 ГОСТ 5632-72. Подпятник и
втулку термообрабатывают по специальной
технологии до твердости на рабочих поверх-
ностях HRCa>61. В опорах схемы НУ ответ-
ной поверхностью промежуточного упорного
подшипника скольжения в шарошке являет-
ся внутренний торец корпуса шарошки, це-
ментованный, закаленный и шлифованный.
Периферийный радиальный подшип-
ник скольжения в опорах по схеме АУ имеет
рабочую поверхность на цапфе, также на-
плавленную стеллитом ЗВ16К. Ответной в
шарошке является цилиндрическая поверх-
ность, цементованная, термообработанная
и шлифованная. Для улучшения теплоотво-
да из зоны трения, а также в качестве проти-
возадирной твердой смазки в опорах АУ при-
меняют вставки из серебросодержащего ма-
териала (в отечественных долотах - из при-
поя ПСр-50 ГОСТ 19738-74). Вставки цилин-
дрической и пластинчатой форм располага-
ют соответственно в отверстиях или пазах,
выполненных в шарошке на поверхностях
скольжения (на внутреннем торце и перифе-
рийной цилиндрической поверхности ша-
рошки). Вставки и пластины располагаются
с равномерным шагом и так, чтобы при вра-
щении перекрывать всю или большую часть
поверхности скольжения.
В последнее время успешно применяет-
ся осажденное на рабочие поверхности вту-
лок скольжения периферийного подшипни-
ка гальваническим способом серебро.
Твердые сплавы
Литой карбид вольфрама (релит)
Для повышения износостойкости фре-
зерованных зубьев шарошек и подвержен-
ных абразивному износу поверхностей кор-
пуса долота используется литой зернистый
карбид вольфрама россыпью (релит «3») и в
трубках (релит «ТЗ») по ТУ 48-19-279-77.
Ведущие зарубежные фирмы в послед-
ние годы вместо литого карбида вольфрама
применяют крошку из спеченного металло-
керамического сплава типа ВК.
Металлокерамические зубки
Металлокерамические зубки, применяе-
мые в отечественном долотостроении, из воль-
фрамо-кобальтовых сплавов, по химическому
составу аналогичны применяемым ведущими
фирмами США. Однако по неоднородности
структуры, пористости и свободному графиту
они уступают зарубежным и, как следствие,
имеют более низкую стойкость при абразив-
ном изнашивании, ударах и изгибе.
В настоящее время передовые долот-
ные заводы осваивают современные высоко-
эффективные технологии порошковой ме-
таллургии, что уже привело к снижению раз-
ницы в качестве зубков выпускаемых долот.
Материалы для насадок
промывочной системы
Насадки, применяемые в промывочной
системе долота для формирования высоко-
напорных струй, как правило, абразивного
бурового раствора, изготавливаются из из-
носостойких материалов, в первую очередь
из твердых сплавов вольфрамо-кобальтовой
группы и металлокерамических материалов
типа 22ХС или ЦМ-332 на основе AL2O3.
Конструктивное исполнение насадок
предусматривает их надежное закрепление
и уплотнение в промывочном узле.
В долотах с открытыми опорами и при
реализации асимметричных систем про-
мывки нашли применение так называемые
удлиненные, т.е. приближенные к поверхно-
сти забоя насадки. Их применение обеспечи-
вает более эффективное использование гид-
равлической энергии, подводимой к долоту,
Удлиненные насадки, имеющие высоту в
пределам 30—120 мм, изготавливаются из
специальных иттриевых чугунов, обеспечи-
Таблица 10.2
Классификация долот по стандарту IADC
Серия | Порода Тип | 1 2 4 5 6 7
Стандартный роликовый подшипник Роликовый подшипник с воздушной продувкой Роликовый подшипник с уплотнением Роликовый подшипнике уплотнением, зашита по диаметру Герметизи- рованный подшипник скольжения Г ерметизированный подшипник скольжения, защита по диаметру
ВБМ (Сама- ра) «Хыоз Крист- енсен» ВБМ (Сама- ра) «Хьюз Крист- енсен» ВБМ (Сама- ра) «Хьюз Крист- енсен» ВБМ (Са- ма- ра) «Хьюз Крист- енсен» ВБМ (Сама -ра) «Хьюз Крист- енсен» ВБМ (Сама -ра) «Хьюз Крист- енсен»
Долота с фрезерованными зубьями
1 Мягкие породы с низким пределом прочно- сти на сжатие и высокой бури- мостью 1 М-ГВ R1 М-ГНУ ATX-I GTX-I ATX-G1.GTX-G1 MAX-G1 MAX-GT1 ATJ-1 ATJ-15 GT-1 GT-G1 GT-G1Н ATM-GT1
2 М-ГН М-ГВ М-ЦГВ R2 М-ПГВ ОМ- ГАУ М-ГАУ
3 М-ГН М-ГВ М-ЦГВ R3 МС-ГНУ ATX-G3, GTX-G3 MAX-G3 MAX-GT3 МС- ГАУ ATJ-3
4
2 Мягкие и средние породы с низким пределом прочно- сти на сжатие 1 С-ГВ С-ЦГВ с-гн С-ГНУ ATJ-4
2 DR5
3 СТ-ГН СТ-ГВ СТ- ГАУ
4
3 Твердые абра- зивные породы 1 Т-ПВ Т-ПГВ Т-ГНУ
2 R7
3
4 JG8
Долота стае эдосплавными вставками
4 Мягкие породы с низким пределом прочно- сти на сжатие и высокой бури- мостью 1 ATX-05, МАХ-05 GTX-03 MAXGT-00 MAXGT-05 ATJ-05.GT-00 GT-G3.ATM-05 ATMGT-00 ATMGT-03
2 ATJ-05C GT-09C
3 мз-гн породы ATX-11 ATX-11H GTX-09 MAX-11H MAXGT-09 ОМЗ- ГАУ мз- ГАУ ATJ-11.ATJ-11S ATJ-11H.GT-09 АТМ-11, ATM-11Н АТМ-18С ATMGT-18
4 MAXGT-18 ATJ-11C.ATJ-18 GT-18.GT-18C ATM-11CG ATM-18, ATM- 18C ATMGT-18
5 Мягкие и средние породы с низким пределом прочно- сти на сжатие 1 мз-гв M3-UTB MAX-22 MAX-22G ATJ-22.ATJ-22S GT-20, ATM-22 ATM-22G ATMGT-20
2 ATJ-22C.ATJ-28 ATJ-28C GT-20C.GT-28 GT-28C, ATM-28 A7M-22C
3 МСЗ-ГН сз-гв сз-гн сз-игв мз- ГНУ ATX-33A омез- ГАУ МСЗ- ГАУ ATJ-33.ATJ-33S ATJ-33H ATJ-33A.ATJ-35 ATM-33
4 сз- ГНУ ATX-33C СЗ- ГАУ ATJ-33C.ATJ-33C ATM-33C ATM-35CG
6 Средние - твердые породы с высоким пределом прочно- сти на сжатие 1 ТЗ-ПВ ATj^4ATJ-44A
2 тз-гн ТЗ-ПГН тз- ГНУ ATX-44C MAX-44C ТЗ- ГАУ ATJ-44C ATJ-44CA
3 MAX-55 ATJ-55R.ATJ-55 ATJ-55A
4 AT J-66
7 Твердые абра- зивные породы 1
2
3 ТЕЗ-ЦВ- ПВ, -ПН ATJ-77
4 к-пгн к-пгв К- ГНУ К-ГАУ ATJ-83
8 Очень твердые и абра- зивные породы 1 ок-пв
2
3 ок-пгв ок-пгн ОК- ГНУ ОК- ГАУ ATJ-99
4
вающих высокую стойкость к гидроабразив-
ному износу.
Резинотехнические изделия
Резиновые и резино-металлические де-
тали в долотах используют для герметиза-
ции полости опоры, для обеспечения ком-
пенсации перепада давления между полос-
тью опоры и средой скважины, возникающе-
го при спуске долота в скважину, для уплот-
нения зазора при установке промывочных
насадок в канал корпуса долота.
С целью существенного повышения
стойкости уплотнений маслонаполненных
опор долот, резины для их изготовления
должны иметь физико-механические свойст-
ва, не уступающие лучшим маслобензостой-
ким резинам на основе бутадиен-нитрильных
каучуков, и при этом выдерживать в течение
длительного времени (свыше 100 ч) темпера-
туру до 200-250 °C в условиях окружающей
долото гидроабразивной среды, находящейся
под высоким давлением (до 60 МПа). Резины
должны обладать также низким коэффициен-
том трения при скольжении по гладким
стальным поверхностям со скоростью 3-
3,5 м/с и удельным давлением до 1,5 МПа.
Смазочные материалы
Опоры шарошечных долот, выполнен-
ные по схемам ГНУ и ГАУ и имеющие герме-
тизацию, заполняются специальными плас-
тичными смазочными материалами (ПСМ)
типа долотол-АУ, содержащим 3 % дисуль-
фида молибдена, что обеспечивает 10-20 %
увеличения стойкости и проходки долот с
опорами, выполненными по схемам НУ и АУ.
ПСМ современного шарошечного доло-
та должен обеспечивать работу без заедания
и схватывания тяжелонагруженных подшип-
ников качения и скольжения, а также суще-
ственно снижать коэффициент трения рези-
ны (уплотнения) при работе со стальной и це-
ментованной поверхностями в условиях, ука-
занных в п. 4, и при удельных давлениях в
подшипниках скольжения до 60 МПа. Сма-
зочный материал должен обладать достаточ-
ной текучестью с целью хорошего его подво-
да к поверхности трения, заполнения опор и
каналов системы герметизации в полном
объеме и нормального функционирования
компенсационного устройства, обеспечива-
ющего выравнивание давления в опоре по от-
ношению к давлению жидкости в скважине.
Некоторые сведения о зарубежных
шарошечных долотах
Ведущими зарубежными фирмами, за-
нимающимися созданием шарошечных до-
лот, являются фирмы США: «Хьюз Кристен-
сен» «СмитТул», «Секьюрити», «РидТул».
Каждая из названных выше фирм вы-
пускает большое количество типоразмеров
шарошечных долот со своими фирменными
их обозначениями.
Перед рассмотрением ассортимента вы-
пускаемых фирмами долот целесообразно оз-
накомиться с особенностями общепринятой
во всем мире классификации буровых долот
Международной Ассоциации Буровых Под-
рядчиков МАБП-IADC и установить соотно-
шение между этой классификацией и номенк-
латурой долот каждой конкретной фирмы.
Классификация долот но IADC пред-
ставлена в табл. 10.2. Как видно из этой таб-
лицы, долота распределяются на 8 серий,
первые три серии (1, 2, 3) относятся к доло-
там с фрезерованным вооружением шаро-
шек, остальные (4, 5, 6, 7, 8) - к долотам с
твердосплавными вставками.
Каждая серия разделяется на четыре
типа. Всего, таким образом, в этой класси-
фикации предусмотрено 32 типа долот.
Методика выбора типа
долота, привода и режима
работы на базе учета свойств
горных пород
Целью данной методики является дости-
жение максимального соответствия прини-
маемых технико-технологических решений в
бурении скважин свойствам разбуриваемых
пород в заданных условиях их залегания.
Задача решается выполнением трех
последовательных этапов.
Первый этап - непосредственное опре-
деление условий бурения, для которых про-
изводится выбор технико-технологических
решений. Этот этап включает выявление все-
го перечня пород проектируемой скважины,
тщательный учет их распределения по разре-
зу (мощность, последовательность залега-
ния) , классификацию пород по физико-меха-
ническим свойствам и другим характеристи-
кам, необходимым в дальнейшем для выбора
технологии. Завершается эта работа постро-
ением детального классификационного раз-
реза (ДКР). Основой для ДКР является свод-
ный классификационный разрез месторож-
дения (СКР), в котором представлен весь пе-
речень пород из разреза месторождения, по-
казатели свойств пород и условия их залега-
ния. Недостающие данные о мощностях от-
ложений, литологическому представительст-
ву пород и характеру их залегания по разрезу
проектируемой скважины берутся по геоло-
го-геофизическим данным по скважине, при-
нятой в качестве аналога проектируемой.
Следует отметить, что по основным нефтега-
зоносным районам страны во ВНИИБТ пост-
роены СКР, а также разработаны экспресс-
методики обработки геолого-геофизической
информации для построения разреза, т.е. ин-
формационная и методическая база для вы-
полнения данной работы обеспечена.
Второй этап - этап выбора техники и
технических средств, а в данном случае типа
бурового долота и его привода.
Методология выбора состоит в следую-
щем. Каждая порода характеризуется набо-
ром показателей, которые с разной степенью
информативности отражают то или иное тех-
нико-технологическое решение и степень его
влияния на эффективность процесса углубле-
ния в данной породе, следовательно, приме-
нительно к каждому техническому средству
требуется определить наиболее информатив-
ные показатели породы и оценить степень
влияния на эффективность процесса углубле-
ния при использовании этого технического
средства. С другой стороны, для выбора опре-
деленного значения (вида, конструкции) иско-
мого технического средства (в нашем случае
это тип бурового долота и привод) надо коли-
чественно или качественно оценить весь
спектр изменения его основных качеств и,
при необходимости, классифицировать их по
группам (видам). Далее строятся зависимости,
отражающие изменения эффективности по
выбранному критерию данного технического
средства от значений показателей свойств по-
род, являющихся информативными. Такие за-
висимости могут быть получены в виде диа-
грамм (таблиц соответствия) или расчетных
моделей. Тогда выбор эффективных техничес-
ких средств для породы сводится к подбору по
диаграмме или расчету по модели для кон-
кретного сочетания информационных харак-
теристик пород оптимального классификаци-
онного значения технического средства.
Применительно к типу долота и его при-
воду такие зависимости получены. Определе-
ны наиболее информативные характеристи-
ки свойств горных пород. В качестве послед-
них для выбора типа долота используются по-
казатели твердости и абразивности пород, а
для выбора привода долота - показатели твер-
дости и сплошности горных пород. Долота
классифицированы по типам вооружения (М,
МС, МСЗ и т.д. ) и по типам опоры (открытая
высокооборотная опора «В», открытая низко-
оборотная опора «Н», герметизированная низ-
кооборотная опора «НУ» и «АУ»). Привод выби-
рается из условия обеспечения требуемых
для эффективного разрушения пород и часто-
ты вращения и момента на долоте.
Выбор типа долота. Тип долот по воору-
жению выбирается по известной таблице
парных соответствий, в которых показате-
лям твердости и абразивности поставлены в
соответствие оптимальные типы долот по во-
оружению. Выбор опоры долота производит-
ся одновременно с определением оптималь-
ной для данной породы частоты вращения
Nonm, которая рассчитывается по формуле:
N = [--------а -В Св------, л.
(Х-а)-(Тет-Сн+С;1)
где С„- стоимость часа работы буровой уста-
новки, руб/ч;
Са- стоимость долота, руб;
Тспв- затраты времени на СПО, ч.
Расчет основан на учете влияния твер-
дости и сплошности на эффективность раз-
рушения породы при изменении частоты
вращения по величине показателя а, значе-
ния которого соответствуют характеристи-
кам породы. Показатель а также учитывает
и влияние основных технологических фак-
торов, таких, как уровень дифференциаль-
ного давления, тип бурового раствора, тип
долота по вооружению, расход, давление на
насадках долота. Влияние частоты враще-
ния на величину стойкости долота оценива-
ется с помощью параметров В и X, которые
отражают влияние конструкции опоры ша-
рошечного долота.
Определение Nam и выбор типа опоры
долота производятся следующим образом.
По значениям твердости и сплошности поро-
ды и типу вооружения долота для данной по-
роды (выбранному ранее) устанавливается
значение показателя а. Производится расчет
N„,m. Для опор типов «В», «Н», «НУ» и «АУ» при
соответствующих значениях В и X. Выбор
наиболее предпочтительного уровня опти-
мальных частот вращения производится пу-
тем сравнения условной стоимости метра
проходки каждой из типов опор при соответ-
ствующем Nonm, рассчитанной по формуле:
С =|/ДГ.[21™2у.г +С, +^ЛЛ.
д ' В
Тот уровень Nonm и соответствующий
ему тип опоры с минимальной стоимостью
являются искомыми. При отсутствии огра-
ничений применения того или иного спосо-
ба, обусловленных организационными или
технологическими условиями проводки
скважин, выбирается способ бурения, обес-
печивающий в данной породе уровень опти-
мальных частот вращения.
Если уровень оптимальных частот вра-
щения соответствует диапазону частот за-
бойных гидравлических двигателей, то при
выборе двигателя необходимо знать о вели-
чине момента на долоте. Расчет момента
производится по установленной его зависи-
мости от твердости породы и режима работы
долота на разных уровнях частот вращения.
Третий этап связан с обеспечением со-
ответствия режима работы выбранной тех-
ники свойствам горных пород. Он осуществ-
ляется на базе оптимизационных расчетов по
наиболее пригодной для этого модели бури-
мости, лежащей в основе РД-39-3-679-82 [1].
Расчеты производятся таким образом, что
вместо трудно решаемой единой задачи осу-
ществляется поиск частных, оптимальных
для выбранной породы и технических
средств реализации параметров режима бу-
рения при попеременном поддержании дру-
гих влияющих факторов на наиболее вероят-
ном или уже принятом ранее уровне. Исполь-
зуются установленные зависимости, оцени-
вающие влияние свойств пород на эффектив-
ность процесса, а также дополнительно при-
влекаются необходимые эмпирические выра-
жения по оценке работоспособности назем-
ного оборудования [2].
Выбор режимных параметров произво-
дится из условия достижения максимальной
проходки на долото. Все коэффициенты,
входящие в расчетные зависимости, опреде-
ляются либо из справочных данных, либо
рассчитываются по таблицам и номограм-
мам, представленным в вышеуказанном РД.
При выборе давления, срабатываемого
в насадках долота, необходимо учесть поло-
жительное влияние повышения давления в
насадках на повышение механической ско-
рости проходки (учитывается через твер-
дость и сплошность) и отрицательное влия-
ние на работоспособность насоса при росте
давления нагнетания.
Полученные таким образом расчетные
данные режимов бурения используются при
составлении режимно-технологической кар-
ты (РКТ) бурения проектируемой скважины.
Поскольку выбор произведен для каждой от-
дельной породы, присутствующей в интер-
вале проектируемой скважины, то строится
вариантная РТК для интервала разреза. Это
дает возможность обоснованно реагировать
на изменение условий бурения при переходе
из одной породы в другую, изменяя режимы
бурения в соответствии с вариантами РТК.
10.2. Алмазный буровой
инструмент
и его применение
При бурении скважин на нефть и газ на
забое скважин встречаются различные по
твёрдости и абразивности горные породы.
Для повышения эффективности их разруше-
ния и выноса разрушенной породы из сква-
жины целесообразно использовать (особен-
но при глубине скважин более 2000 м) алмаз-
ный буровой инструмент (далее АБИ).
Наиболее эффективно применять АБИ
в регионах, где стоимость буровых работ вы-
сока, например, при использовании тяжё-
лых буровых установок на суше, при буре-
нии глубоких и очень глубоких скважин или
при бурении с платформ, при бурении с от-
бором керна, при бурении скважин малого
диаметра, в том числе наклонно направлен-
ных, при турбинном способе бурения с высо-
кой частотой вращения.
Технико-экономический эффект от
применения алмазных долот получается за
счёт сокращения количества и времени на
спуско-подъёмные операции, за счёт боль-
ших проходок на алмазное долото.
Алмазные бурголовки обеспечивают на-
иболее благоприятный режим разрушения
горной породы на забое скважины резанием
(смятием, сдвигом) с незначительной дина-
микой (вибрацией), что создаёт необходимые
условия для сохранения целостности и каче-
ства керна, высокого процента его выноса.
Как правило, для получения технико-
экономического эффекта достаточно увели-
чение проходки на АБИ в 5 -10 раз по сравне-
нию со стандартными шарошечными инст-
рументами при соотношении механических
скоростей сравниваемых долот и бурголовок
в диапазоне 0,7 - 1,0 и более.
Современные АБИ разрабатываются
на базе результатов большого объёма стен-
довых и промысловых исследований в про-
цессе бурения реальных скважин в различ-
ных геолого-технических условиях.
Разработаны также специальные типы
алмазных долот: зарезные для зарезки и бу-
рения наклонно направленных и горизон-
тальных скважин и долота-фрезеры для
фрезерования окон в обсадных колоннах.
АБИ изготавливаются в соответствии с
международными стандартами. Допуски на
диаметры АБИ и резьбовые соединения до-
лот соответствуют стандартам Американ-
ского нефтяного института (API). Резьбовые
соединения бурголовок предназначены для
соединения с резьбовыми соединениями
керноприёмных устройств российского про-
изводства, которые соответствуют отечест-
венным стандартам на резьбы.
Алмазные долота и бурголовки реко-
мендуется присоединять к бурильной колон-
не с помощью спецключей для навинчива-
ния долот и бурголовок на бурильную колон-
ну, что позволяет избежать повреждения ал-
мазных режущих элементов на торцевой и
калибрующей поверхностях алмазных долот
и бурголовок.
Для оснащения АБИ используются раз-
личные алмазные режущие элементы (при-
родные алмазы, синтетические алмазы, ал-
мазно-твердосплавные пластины). Опыт
практического бурения показал, что синте-
тические отечественные алмазы успешно
разрушают не только горную породу различ-
ной твёрдости, но и эффективны при фрезе-
ровании обсадных колонн.
АБИ классифицируется по кодам меж-
дународной ассоциации буровиков-подряд-
чиков (Code LADS). По результатам сравни-
тельных испытаний отечественных АБИ и
зарубежных, оснащённых идентичными ре-
жущими элементами, установлено, что по
конструкции, технологии производства и
показателям бурения отечественные АБИ
сопоставимы с зарубежными.
Для получения положительного эффек-
та от использования АБИ очень важно вы-
брать тип АБИ, соответствующий горно-гео-
логическим условиям бурения. Как правило,
рекомендации по выбору эффективного типа
АБИ разрабатываются на основании инфор-
мации о глубине и интервале бурения, лито-
логическом описании горной породы, её
твёрдости и абразивности, показателя буре-
ния в соседних скважинах при использова-
нии шарошечных инструментов, свойствах
бурового раствора, его расходе, конструкции
низа бурильной колонны и способе бурения.
Конструкции алмазного
бурового инструмента
Алмазные долота предназначены для
бурения скважин сплошным забоем. На тор-
цевой части рабочей поверхности алмазных
долот алмазные режущие элементы установ-
лены по определённой схеме таким образом,
что разрушение забойной поверхности про-
исходит от оси до стенки скважины. Разру-
шенная порода удаляется с забоя буровым
раствором, который поступает из внутренней
полости бурильных труб в промывочные ка-
налы долота и под его торцевую поверхность.
Алмазные бурголовки применяют для
отбора керна, который формируется в цент-
ральной части забоя скважины и, по мере уг-
лубления скважины, поступает через бурго-
ловку в компоновку кернорвателя и керно-
приёмное устройство.
Наличие стандартного отверстия диа-
метрами от 40 до 100 мм в центральной час-
ти рабочего торца алмазной бурголовки
обеспечивает при бурении формирование
керна диаметрами от 40 до 100 мм, а нали-
чие компоновки кернорвателя позволяет
оторвать керн от забоя скважины в конце
рейса. Навинченная на керноприёмную тру-
бу компоновка кернорвателя размещается
во внутренней полости стального корпуса
алмазной бурголовки с целью приближения
её к забою скважины.
Долота имеют ниппельную, а бурголов-
ки - муфтовую конические резьбы для соеди-
нения с инструментом.
Матричная карбид-вольфрамовая ра-
бочая головка АБИ, содержащая алмазные
режущие элементы, спекается на стальном
корпусе долот и бурголовок методом порош-
ковой металлургии.
Преимуществами конструкций АБИ
матричного типа являются:
1) высокая износостойкость рабочей
головки к эрозионному размыву при исполь-
зовании для промывки скважины утяжелён-
ного бурового раствора, а также при высоко-
оборотном турбинном способе бурения с уве-
личенными расходами бурового раствора;
2) более точное изготовление рабочей
головки АБИ;
3) точное размещение по схеме алмаз-
ных режущих элементов в поверхностном
объёме рабочей головки АБИ, обеспечение
заданного выступа их из матрицы и надёж-
ное закрепление;
4) возможность изготавливать сложные
формы рабочих головок с целью повышения
эффективности разрушения горной породы
и устройства более эффективной системы
промывки и удаления шлама из зон резания
и из - под торцевой поверхности АБИ.
Конструкции современных АБИ созда-
ют на базе результатов комплекса исследо-
вательских, конструкторских и технологиче-
ских работ:
• научно - исследовательских работ в об-
ласти алмазных породоразрушающих элемен-
тов (алмазно - твердосплавных пластин АТП,
синтетических и природных алмазов) с целью
определения их свойств и пригодности для ис-
пользования в алмазном буровом инструменте;
• научно-исследовательских работ в об-
ласти разрушения горных пород, в том числе
в условиях, приближённых к забойным;
• опытно-технологических работ по про-
изводству алмазного бурового инструмента,
• опытно-технологических работ по от-
работке АБИ в промысловых условиях.
Специальные лабораторные стенды и
установки позволяют оптимизировать кон-
структорские и технологические разработ-
ки, контролировать качество АБИ.
Наружные диаметры разработанных АБИ:
• алмазные долота диаметрами от
101,6 до 295,3 мм;
• алмазные бурильные головки диамет-
рами от 114 до 295,3 мм;
• специальный алмазный буровой инст-
румент, в том числе долота-фрезеры диамет-
рами 118 и 139,7 мм для вырезания окон в об-
садных колоннах в заданном направлении.
Алмазные долота и бурильные головки
с твердосплавной стойкой к эрозии матри-
цей оснащаются:
• алмазно-твердосплавными пластина-
ми и резцами (АТП и АТР);
• синтетическими поликристалличес-
кими и термостойкими алмазами в форме
цилиндров, их частей, а также трёхгранных
призм. Размер синтетических алмазов, уста-
навливаемых в АБИ, может изменяться от 1
до 5,5 мм, в зависимости от свойств разбури-
ваемых пород;
• природными алмазами размерами от
1 до 3 мм.
Классификации алмазных буровых до-
лот и бурильных головок, их назначение и ко-
ды 1ADC представлены в табл. 10.3. и 10.4.
На рис. 10.15 и 10.16 представлен об-
щий вид некоторых типов алмазных буро-
вых долот и бурильных головок.
АБИ по способу оснащения алмазными
режущими элементами делятся на одно-
слойные и импрегнированные.
В однослойных АБИ алмазные режу-
щие элементы закрепляются на торце и ка-
либрующей поверхности АБИ в один слой.
Алмазные режущие элементы устанавлива-
ют по определённым схемам, обеспечиваю-
щим разрушение всей забойной поверхнос-
ти и удаление шлама из зон разрушения по-
роды. Увеличение твёрдости породы предпо-
лагает уменьшение размера алмазных режу-
щих элементов и увеличение их количества.
В импрегнированных АБИ алмазы за-
крепляются в объёме торцевой части мат-
ричной рабочей головки на глубину до 6-7 мм
от поверхности. Степень насыщения алмаза-
ми импрегнированного слоя определяется
уровнем концентрации алмазов в матрице.
Увеличение твёрдости разбуриваемой поро-
ды предполагает увеличение концентрации
алмазов в матрице импрегнированного АБИ.
Первые опытные образцы АБИ, осна-
щенных природными алмазами, для буре-
ния нефтяных и газовых скважин были изго-
товлены в 1959 г. АБИ, оснащённые природ-
ными алмазами, рекомендуется применять
для разбуривания пород средней твёрдости
и твёрдых.
Природные алмазы имеют сравнитель-
но изометричную форму, приближающуюся
к шаровидной.
Природные алмазы с незначительны-
ми дефектами используются в необработан-
ном виде. Природные алмазы с большими и
очень большими трещинами или включени-
ями, а также извлечённые из отработанных
АБИ должны пройти предварительную обра-
ботку дроблением и в овализаторе с целью
выбраковки слабых алмазов и скалывания
слабых кромок и вершин.
Природные алмазы для оснащения
АБИ отбирают визуально с помощью микро-
скопа или лупы. Для оснащения АБИ исполь-
зуются природные алмазы следующих зер-
нистостей:
• 0,03 - 0,05 кар/шт. (30- 20 шт./кар) и
0,05 - 0,08 кар/шт. (20-12 шт./кар) -для им-
прегнированных АБИ;
• 0,08 - 0,12 кар/шт. (12 - 8 шт./кар),
0,12 - 0,20 кар/шт. (8-5 шт/кар.), 0,20 -0,25
кар/шт. (5-4 шт/кар.), 0,25 - 0,34 кар/шт. (4-
3 шт/кар) - для однослойных долот.
Синтетические поликристаллические
термостойкие алмазы СВС - П рекомендует-
Классификация алмазных буровых долот по назначению
Таблица 10.3
Виды алмазных резцов Тип долота Код долота по IADC Твёрдость и абразивность породы
мягкие средние твёрдые
М.А. С.А. М.А. С.А. М.А. С.А. B.A
Алмазно-твердосплавные пластины (АТП), ДАП104.8МС М356
ДАП120.6МС М256
ДАП159.4МС М326
ДАП149.2МС М356
ДАП163.5МС М356
ДАП165.1МС М356
ДАП188.9МС М326
ДАП214.3М2 М355
ДАП14.3М5 М324
ДАП215.9МС7 М355
ДАП95.3М1 М326
ДАП92.9МС М326
Синтетические алмазы ДЛС120.6СТ T6R8
ДЛС159.4СТ1 T3R8
в форме трёхгранных призм (ПСТА), ДЛС165.1СТ T2R8
ДЛС214.3СТЗ T5R8
ДПС295.3СТ T3R8
Синтетические алмазы КС101.6С T3R8
ДФС118СТ T9R9
ДРС120.6СТ T3R8
ДРС138ДСТ4 T5R9
ДФС139.7СТ T9R9
ДРС149.4СТ4 T5R9
ДРС159.4СТ4 T5R9
СВС-П в виде цилиндров ДВС188.9С2 T7R9
или их частей ДКСИ188.9С6 Т5Х0
ДВС214.3С2 T7R9
ДКСИ214.3С6 Т4ХО
ДЛС214.3С2 T5R8
ДКС267.5С6 Т4Х9
ДКС292.9С6 Т4Х9
ДЛО295.3С8 T5R.8
Природные алмазы ДК104.8СТ D3X5
ДК149.4С6 D4X6
ДР163.5ТЗ D5R6
ДК188.9С6 D5X6
ДР188.9ТЗ D5R9
ДИ188.9С6 D5X0
ДК214.3С6 D4X6
ДР214.3ТЗ D5R9
ДИ214.3С6 D4X0
С.А. - среднеабразивные породы; В.А. - высокоабразивные породы; М.А. - малоабразивные породы;
ДВС - зарезное долото; ДФС - долото-фреза для вырезки окон в обсадной колонне
ся применять для разбуривания пород сред-
ней твёрдости с пропластками твёрдых.
Синтетические поликристаллические
термостойкие алмазы СВС - П имеют перво-
начальную форму цилиндров диаметром 4 мм
и высотой 4 мм. Они используются как
недроблёными, так и после предварительного
дробления до определённых форм и размеров.
Дроблёные синтетические алмазы СВС-П
подвергаются процессу выбраковки слабых и
дефектных алмазов механическим и визуаль-
ным способами. Затем дроблёные синтетиче-
ские алмазы разделяют на фракции:
• 0,03 - 0,10 кар/шт. (30 -10 шт./кар) -
для импрегнированных АБИ;
• 0,10 - 0,20 кар/шт. (10-5 шт/кар.),
0,20 - 0,25 кар/шт. (5 - 4 шт/кар.), 0,25 -0,34
кар/шт. (4-3 шт/кар), 0,34 - 0,50 кар/шт. (3-
Таблица 10.4
Классификация алмазных бурильных головок по назначению
Виды алмазных резцов Тип бурильной головки Код бурильной головки по IADC Твёрдость и абразивность породы
мягкие средние твёрдые
М.А. С.А. М.А. С.А. М.А. С.А. B.A
Алмазно-твердосплавные пластины (АТП), КАП133.3/67МС M6R5
КАП138.1/52МС M9R5
КАП 138Д/67МС M2R5
КАП159.4/67МС M5R5
КАП163.5/67МС M6R5
КАП 188.9/80МС M6R5
<АП188,9/ЮОМС M5R5
КАП214.3/80МС M6R4
<АП214,3/100МС М5К5
КСС120.6/40СТ T6R8
KCC138.1/67CT T5R8
Синтетические алмазы в форме трёхгранных призм (ПСТА) КСС149.4/67СТ T6R8
<СС159,4/67СТ2 T6R8
КСС163.5/67СТ T6R.8
<СС214,3/80СТ1 T6R8
Синтетические алмазы КРС120.6/40СТ T2R9
<ТСИ138,1/52СЗ ТЗХО
КРС149.4/67СТ T5R9
<РС159.4/67СТ1 Т2Х9
<РС163.5/67СТ2 T6R9
<ТСИ188,9/80СЗ Т2ХО
СВС-П в виде цилиндров <СС188,9/80СТ1 T4R8
или их частей ТСИ188,9/100СТ T6R0
<СС188.9ЛООМС1 T5R7
<ТСИ214,3/80СЗ Т2Х0
ТСИ214,3/1 ООСТ T2R0
<РС214,3/100СТ1 T4R9
СС295,3/100MC T6R8
Природные алмазы КП 38,1 52СЗ D3X9
КР163.567СТ2 D6X9
КР188.980СТ2 D5X9
КИ188.980СЗ D2X0
КР214.3 80СТ2 D5X9
КИ214.3 80СЗ D2X0
М.А. - малоабразивные породы; С.А. - среднеабразивные породы; В.А. - высокоабразивные породы
2 шт/кар.) и 0,50 - 0,80 кар/шт (2 -1 шт/кар.)
- для однослойных долот.
Синтетические поликристаллические
термостойкие алмазы СВС - П целые и дроблё-
ные массой более 0,25 кар/шт. используются
для оснащения калибрующих поверхностей
большинства конструкций алмазных долот.
Синтетические поликристаллические
термостойкие алмазы ПСТА в форме трёх-
гранных призм имеют массу около 1 карата
(0,2 грамма). Этот тип синтетических алма-
зов применяют для оснащения торцевой ча-
сти рабочей головки однослойных АБИ.
Алмазно-твердосплавные пластины
представляют собой режущие элементы, со-
стоящие из твердосплавной подложки в фор-
ме цилиндра или его части, на одном основа-
нии которого закреплен алмазный слой тол-
щиной от 0,6 до 0,8 мм.
Алмазно-твердосплавные пластины
припаивают низкотемпературным припоем
в специальных выемках к передней кромке
лопастей. Качество пайки и отсутствие от-
слоения или трещин между алмазным слоем
и твердосплавной подложкой проверяется
ультразвуковым способом.
Алмазно-твердосплавными пластина-
ми оснащают АБИ, которые рекомендуется
использовать для бурения интервалов сква-
жин, сложенных мягкими и средней твёрдо-
др. д р с
Рис. 10.15. Типы долот
сти породами. В зависимости от свойств по-
роды. применяют АБИ. имеющие от 3 до 12
лопастей, оснащённых алмазно-твердос-
плавными пластинами. АБИ с меньшим ко-
личеством лопастей предназначены для ис-
пользования в более мягких породах.
Тонкий алмазный слой обеспечивает эф-
фективное резание породы при малых площа-
дях контакта и высоких контактных нагруз-
ках. а твердосплавная подложка предохраняет
тонкий алмазный слой от скалывания.
Буквы, обозначающие тип и область
применения АБИ в его шифре, помещают по-
сле цифрового обозначения диаметра АБИ.
В ГОСТ 26474-85 стандартизованы ти-
пы и об ласть примененияАБИ :
Тип
АБИ
М
мс
Т
ст
т
Область применения
Мягкие породы
Мягкие породы с пропластками
пород средней твёрдости
Породы средней твёрдости
Породы средней твёрдости с
пропластками твёрдых пород
Твёрдые породы
К мягким породам относятся глина,
рыхлый песок, аргиллит, слабосцементиро-
ванный песчаник и известняк . Твёрдость
мягких пород по штампу Рш до 500 МПа (50
кг</ mj\S) .
К породам средней твёрдости относят-
ся аргиллит, мергель, известняк, песчаник,
алевролит, глинистый сланец, доломит и ан-
гидрит с Рш 500-1500 МПа (50-150 кгс/мм2).
К твёрдым породам относятся мергель,
известняк, песчаник, алевролит, доломит с
Рш 1500-3000 МПа (150 - 300 кгс/мм2).
Рекомендации
по эксплуатации алмазных
буровых инструментов (АБИ)
АБИ применяются при бурении ротор-
ным способом и забойными двигателями.
Выбор интервала скважины для буре-
ния сплошным забоем алмазным долотом
проводят на основании технике-экономиче-
ского анализа и расчёта стоимости метра
Рис. 10.16. Типы бурильных головок
К.А П КР, №С
проходки с целью определения эффективно-
сти применения алмазного долота. Тип ал-
мазного долота выбирают с учётом литоло-
гического состава, твёрдости и абразивнос-
ти горных пород, слагающих интервал буре-
ния, характера износа шарошечных долот,
извлечённых из скважины перед спуском ал-
мазного долота.
При бурении интервала скважины с от-
бором керна высокого качества выбор типа
алмазной бурильной головки делают на ос-
новании литологического состава, твёрдос-
ти и абразивности горных пород, слагающих
интервал бурения.
Бурение твердых абразивных пород, а
также интервалов, содержащих пропластки
окремнелых и окварцованных пород или
включения пирита, приводит к преждевре-
менному износу АБИ, и поэтому целесооб-
разность их применения определяется опыт-
ным бурением и экономическим расчётом.
Для применения алмазных долот на
конкретном месторождении выбирают ин-
тервалы глубоких скважин, в которых шаро-
шечные долота имеют низкие рейсовую про-
ходку и механическую скорость проходки
при интенсивном износе.
Алмазные бурголовки применяют в ин-
тервалах, в которых проектом скважины или
геологической службой бурового предприя-
тия предусмотрен отбор керна.
При отсутствии данных по механичес-
ким свойствам пород, целесообразность ис-
пользования алмазных долот определяется
на основании средних показателей бурения и
характера износа шарошечных и других ти-
пов долот в выбранном интервале в соседних
скважинах (или опорно-технологических).
Шарошечные долота с фрезерованным
зубом изнашиваются в малоабразивных по-
родах главным образом по опоре, в среднеаб-
разивных и высокоабразивных породах - по
вооружению или по вооружению и опоре.
Для оценки указанных свойств пород
замеряют износ зуба по высоте в долях от его
первоначальной высоты (1/8; 1/4; 3/8; 1/2;
5/8; 3/4; 1).
Износ фрезерованных зубьев шаро-
шечных долот в пределах 1/8 - 3/8 частей
происходит в малоабразивных горных поро-
дах мягких и средней твёрдости, в которых
проходка на алмазное долото и механичес-
кая скорость проходки будут большими. В
таких породах могут успешно работать ал-
мазные долота типа ДАЛ с высоким технико-
экономическим эффектом.
Износ фрезерованных зубьев шаро-
шечных долот в пределах 1/2-1 первона-
чальной высоты зуба происходит в горных
породах повышенной твёрдости и более вы-
сокой абразивности. Наличие сколотых зу-
бьев на шарошках поднятого из скважины
долота может быть следствием работы по
металлу на забое скважины или очень твёр-
дой породы. Для бурения в твёрдых породах
необходимо выбирать алмазные долота, ос-
нащаемые синтетическими или природны-
ми алмазами с однослойным или импрегни-
рованным вооружением. Для оперативной
оценки эффективности отработки алмазного
долота в сравнении с базовым (шарошеч-
ным) в выбранном для отработки АБИ интер-
вале скважины рекомендуется сравнить сто-
имость 1 м проходки алмазного долота и ба-
зового (шарошечного) долота, рассчитанные
по уравнениям:
МА -
(10 1)
г _Сш+(Т ш+пш1)
1 МШ ~ ~ ,, ~
н ш
(10.2)
где С,!л и Смш - стоимость 1 м проходки в вы-
бранном интервале соответственно алмаз-
ным долотом и шарошечным долотом,
руб./м;
Сд и С,„ - стоимость соответственно ал-
мазного и шарошечного долота, руб. /шт.;
Тл и Тш - суммарное время бурения соот-
ветственно алмазным долотом и шарошеч-
ным долотом, ч;
ПАи Пш - количество рейсов соответст-
венно алмазным долотом и шарошечным до-
лотом, шт.;
t - время на одну спуско-подъемную
операцию (СПО) и подготовительно-заклю-
чительные работы к ней (ПЗР), ч;
Сг - стоимость часа работы буровой ус-
тановки по затратам, зависящим от време-
ни, руб. /ч;
Нл и Нш - суммарная проходка соответ-
ственно одним алмазным долотом и одним
шарошечным долотом.
Применение алмазного долота будет
целесообразно, если С„, будет меньше или
равно Смш.
Экономический эффект на алмазное
долото определяется по уравнению руб. /ал-
мазное долото
СМА — (Смш ~ Смл) НА.
10.3. Опорно
-центрирующий
инструмент
и расширители
К опорно-центрирующему инструмен-
ту относятся калибраторы и центраторы.
Калибратор - калибрующий и опор-
но-центрирующий технологический инстру-
мент - предназначен для калибрования
ствола скважины, центрирования долота и
улучшения условий работы долота и забой-
ного двигателя.
Калибратор устанавливается над долотом.
Диаметр калибратора принимается
равным диаметру долота. В отдельных случа-
ях применяют калибраторы с уменьшенным
на 0,8 + 6,5 мм диаметром, при этом нижний
предел относится к калибраторам малого ди-
аметра, верхний - к калибраторам большого.
Рабочие элементы калибраторов вы-
полняются в виде вращающихся на осях ша-
рошек цилиндрической или бочкообразной
формы (шарошечные калибраторы), а также
лопастей прямых или спиральных (лопаст-
ные калибраторы).
Рис. 10.17. Калибраторы шарошечные:
а - сменные шарошки с комбинированным
вооружением и герметизированной
маслонаполненной опорой;
б - сменные шарошки бочкообразной формы
и с опорой открытого типа
Шарошки калибраторов оснащаются
зубчатым, вставным твердосплавным или
комбинированным вооружением.
Шарошечные калибраторы с зубчатым
вооружением (зубья фрезеруются за одно це-
лое с телом шарошки) предназначены для
работы в малоабразивных породах; калибра-
торы с вставным твердосплавным или ком-
бинированным вооружением - в породах с
повышенным содержанием абразива.
На рис. 10.17, а приведена конструк-
ция шарошечного калибратора со сменными
цилиндрическими шарошками и герметизи-
рованными маслонаполненными опорами
качения. Такая конструкция позволяет мно-
гократно использовать дорогостоящий кор-
пус при износе шарошек. Герметизирован-
ные маслонаполненные опоры шарошек об-
ладают повышенной стойкостью по сравне-
нию с открытыми.
На рис. 10.17, б показан шарошечный
калибратор с бочкообразными шарошками,
зубчатым вооружением и открытой опорой.
В этой конструкции калибратора оси шаро-
шек наклонные. Для полного охвата стенок
скважины шарошки выполнены бочкооб-
разной формы.
Область применения шарошечных ка-
либраторов - скважины диаметром 295,3 мм
и более.
Лопастные калибраторы получили бо-
лее широкое распространение, чем шаро-
шечные. Отечественными заводами освоен
выпуск шарошечных калибраторов диамет-
ром 120,6 ч- 555 мм.
Лопасти калибраторов в целях повыше-
ния износостойкости армируются твердос-
плавными вставками. Для особых случаев
бурения изготавливаются калибраторы, ло-
пасти которых армируются синтетическими
алмазами.
Спиральнь е калгб раторы выполняют-
ся трехлопастными с углом подъема спирали
25 ч- 30°.
Количество прямых лопастей калибра-
тора обычно 4 ч- 6.
Длина калибрующих поверхностей
спиральных калибраторов принимается
равной 0,8 ч- 3 диаметра долота.
На рис. 10.18 приведены конструкции
наддолотных калибраторов с прямыми и
спиральными лопастями, армированными
твердосплавными вставками (зубками) из
карбида вольфрама.
Для снижения сальникообразования в
лопастях в перпендикулярном направлении
высверливаются антисальниковые отвер-
стия. При вращении инструмента через эти
отверстия происходит переток промывоч-
ной жидкости, что предотвращает накопле-
ние и уплотнение шлама между лопастями и
снижает вероятность образования наддо-
лотных сальников.
Калибраторы диаметром 295,3 мм и бо-
лее могут изготавливаться со сменной муфтой.
Калибрующие лопасти фрезеруются за одно
целое с корпусом муфты или привариваются к
корпусу. Муфта с лопастями навинчивается
на ствол многократного использования.
Калибраторы со сменными муфтами
значительно дешевле цельно фрезерованных
аналогичного назначения и конструкции.
Конструкция калибратора со сменной
муфтой приведена на рис. 10.19.
Полноразмерный калибратор, установ-
ленный над долотом, воспринимает радиаль-
ные нагрузки, которые возникают в процессе
бурения, что значительно улучшает условия
работы опоры долота, повышает ее долговеч-
ность и проходку за рейс. Для долот с герме-
тизированной маслонаполненной опорой
применение калибраторов необходимо.
Центратор - опорно-центрирующий
технологический инструмент - предназна-
чен для центрирования нижней части бу-
рильной колонны и забойного двигателя,
стабилизации или изменения направления
ствола скважины.
Центратор устанавливается на корпусе
забойного двигателя (центратор забойного
двигателя) или в колонне утяжеленных бу-
рильных труб (колонный центратор).
Колонный центратор отличается от ка-
либратора только длиной и типом нижнего
резьбового конца ствола. Так, у калибратора,
обычно внизу, резьбовая муфта и короткий
ствол для непосредственного соединения с
долотом, а у центратора - ниппель и удли-
ненный ствол для снижения напряжений в
резьбовом соединении с УБТ.
Диаметр центраторов принимается на
2.. .5 мм меньше диаметра долота.
Длина опорно-центрирующих поверх-
ностей центраторов забойного двигателя
0,2...2,0 диаметра долота; длина опорно-
центрирующих поверхностей колонных цен-
траторов 0,8...5,0 диаметра долота.
По аналогии с калибраторами центра-
торы могут быть шарошечными и лопастны-
ми с прямыми или спиральными лопастями.
Рис. 10.18. Калибратор наддолотный со
спиральными (а) и прямыми лопастями (б)
Несмотря на то, что действующий ОСТ
39-078-79 предусматривает изготовление ша-
рошечных центраторов, в отечественной прак-
тике применяются исключительно лопастные
с прямыми или спиральными лопастями.
В целях повышения износостойкости ло-
пасти центраторов армируются твердосплав-
ными вставками (сплав - карбид вольфрама).
Применение передвижных центрато-
ров на корпусе забойного двигателя позво-
ляет стабилизировать или изменять в необ-
ходимых пределах зенитный угол при про-
водке наклонно направленных скважин.
Место установки центратора на корпусе за-
бойного двигателя определяется расчет-
ным путем для каждого конкретного случая
(см.раздел 2).
Рис. 10.19. Калибратор наддолотный
лопастной спиральный со сменной муфтой:
1 - муфта сменная, 2 - ствол
Рис. 10.20. Центратор передвижной
забойного двигателя:
1 - корпус; 2 - лопасть; 3 - твердотельные
зубки; 4 - цанга; 5 - прорези на корпусе
цанги; 6 - коническая резьба
Конструкция передвижного центратора
забойного двигателя приведена на рис. 10.20.
Для закрепления такого центратора на
корпусе забойного двигателя муфта центра-
тора (нижняя часть) навинчивается на цангу
(верхняя часть). При навинчивании, благо-
даря конусной резьбе, цанга сжимается и
плотно обхватывает корпус двигателя. При
определенном усилии свинчивания достига-
ется полная неподвижность центратора от-
носительно корпуса забойного двигателя.
Рис. 10.21. Центратор колонный спиральный:
1 - муфта сменная; 2 - ствол
Колонные центраторы устанавливают-
ся в КНБК между секциями УБТ при бурении
с высокими осевыми нагрузками на долото в
роторном бурении.
Конструкция колонного центратора
приведена на рис. 10.21.
Расширитель - породоразрушаю-
щий буровой инструмент, служащий для
расширения опережающего ствола скважи-
ны при одновременном бурении расшири-
телем и пилот-долотом или для расширения
ранее пробуренного ствола долотом мень-
шего диаметра, чем расширитель. В зави-
симости от исполнения рабочих органов,
расширители подразделяются на лопаст-
ные и шарошечные.
Лопастные расширители предназна-
чены для работы в малоабразивных мягких
породах.
На рис. 10.22 показан трехлопастной
расширитель. Лопасти такого расширителя
армируются дробленым твердым сплавом
или пластинами из твердого сплава.
В качестве пил от-долота при одновре-
менном бурении и расширении скважины
обычно применяется лопастное долото.
Лопастные расширители могут изго-
тавливаться в размерах от 393,7 до 660 мм.
Возможна сборка пилот-долота с двумя рас-
ширителями, установленными последова-
тельно один над другим.
Рис. 10.22. Расширитель лопастной:
1 - корпус; 2 - лопасть; 3 - твердый сплав
Шарошечные расширители имеют бо-
лее широкий диапазон применения - от мяг-
ких до крепких абразивных пород.
а б
Рис. 10.23. Расширитель шарошечный
диаметром 444,5 и 660 мм:
1 - корпус; 2 - шарошка; 3 - цапфа;
4 - штифт, удерживающий цапфу в корпусе
Стандартные шарошечные расшири-
тели (рис. 10.23.) изготавливаются, как пра-
вило, со сменными шарошечными узлами.
Для надежности конструкции оси шарошек
имеют двухстороннее закрепление.
Разработаны варианты шарошечных
узлов с герметизированными маслонапол-
ненными опорами.
Количество шарошек расширителя
принимается 3-5 в зависимости от диаметра.
В зависимости от физико-механичес-
ких и абразивных свойств проходимых по-
род, вооружение шарошек расширителя вы-
полняется фрезерованным, вставным твер-
досплавным или комбинированным.
В практике бурения часто применяют-
ся нестандартные упрощенные шарошеч-
ные расширители (рис. 10.24). В такой кон-
струкции отдельные секции шарошечных
долот привариваются к фланцу, у которого
имеется внутренняя резьба. Количество ша-
рошечных секций 3-5 шт., в зависимости от
диаметра расширителя.
Фланец с приваренными секциями (так
называемая корона) навинчивается на
ствол, используемый многократно. При из-
носе корона заменяется на новую. Такой
расширитель несколько уступает расшири-
телям на рис. 10.23 в надежности и стойкос-
ти узлов, но прост в изготовлении и имеет
относительно низкую стоимость.
Расширители, приведенные на рис.
10.22 - 10.23, имеют жестко закрепленные
рабочие элементы. Такие расширители об-
разуют скважины номинального диаметра
по всему интервалу работы расширителя.
Рис. 10.24. Расширитель шарошечный со
сменной коронкой:
1 -корпус,2 -фланец',3 - кольцо-бандаж;
4 - секция шарошечная
В отличие от расширителей этих конст-
рукций, раздвижные расширители позволя-
ют получить расширенный участок ствола
скважины в любом интервале.
Раздвижные расширители, в зависимо-
сти от исполнения рабочих органов, подраз-
деляются на шарошечные и лопастные.
Шарошки раздвижных расширите-
лей могут иметь фрезерованное, вставное
твердосплавное или комбинированное во-
оружение.
Рабочие элементы лопастных раздвиж-
ных расширителей имеют 3 типа вооружения:
ВК (вольфрам-карбидное) - для малоаб-
разивных мягких пород;
АТП (алмазо-твердосплавные пласти-
ны) - для абразивных пород мягких и сред-
ней твердости;
А (натуральные и синтетические алма-
зы) - применяется в интервалах более твердых
и абразивных пород, чем вооружение АТП.
Парис. 10.25и 10.26приведены конст-
рукции шарошечного и лопастного раздвиж-
ных расширителей.
а
Рис. 10.25. Расширитель раздвижной шарошечный:
а - транспортное положение; б - рабочее положение
Раздвижной расширитель спускается
на заданную глубину, включается промывка
и под действием перепада давления расши-
ряющие элементы выдвигаются из корпуса.
Расширитель из транспортного (сложенно-
го) положения переводится в рабочее.
и.
З-Ъ
3-S6
3-SS
з-юг
900
3-Н7
3-J53
L,
НН
ТОО
\ —
ЛЮ
ПХГРЯ&-Л
Рн Ре
Размерный ряд
расширителей раздЗио/еных
гила. РР-а,/зягл(ОС,/1)АгРа
Во/2, мл
<20/Кб
КО/163
&/т
/90/219
115/205
Рис. 10.26. Расширитель раздвижной лопа-
стной:
1 - переводник; 2 - корпус; 3 - насадка;
4 - уплотнение; 5 - поршень; 6 - пружина;
7 - лопасть (армир. ДТП или ВК); 8 - ось;
9 - уплотнение
После прекращения промывки расши-
ритель из рабочего положения переводится
в транспортное.
Раздвижные расширители применя-
ются при необходимости сокращения ра-
диальных зазоров между последовательно
спускаемыми обсадными колоннами и по-
лучения необходимых радиальных зазо-
ров между колонной и стенкой скважины
в открытой части ствола. Это позволяет
уверенно довести обсадные колонны до
проектной глубины и качественно их заце-
ментировать.
Главным преимуществом раздвижного
расширителя является возможность расши-
рения любого участка ствола, пробуренного
долотом меньшего диаметра, чем диаметр
расширителя.
Раздвижной расширитель, приведен-
ный на рис. 10.26, применяется с пилот-до-
лотом или со специальной направляющей
насадкой.
В последние годы в практике бурения
получили распространение бицентричные
расширители.
Эти инструменты позволяют получить
диаметр скважины, несколько больший, чем
проходной диаметр (внутренний) последней
спущенной обсадной колонны. Однако ком-
поновка, составленная из пилот-долота и
расширителя, работает только при одновре-
менном углублении и расширении скважи-
ны, так как требует зацентровки на забое пи-
лот-долота.
/50
Рис. 10.29. Многоступенчатые буры
Рис. 10.27. Расширитель бицентричный ша-
рошечный со сменным породоразрушаю-
щим элементом
Рис. 10.28. Расширитель бицентричный с
долотом (а), бицентричное долото (б)
На рис. 10.27 приведена конструкция
шарошечного бицентричного расширите-
ля со сменным породоразрушающим эле-
ментом.
Проходной размер расширителя Dn со-
ответствует внутреннему диаметру колон-
ны. Диаметр пилот-долота, образующего за-
центровку, - Do, а Оф - диаметр скважины.
В процессе работы такой компоновкой
горизонтальная реакция стенки скважины
уравновешивается реакцией с противопо-
ложной стороны калибратора (неполноо-
хватного калибратора) и пилот-долота.
В настоящее время разрабатываются и
успешно применяются бицентричные доло-
та, сочетающие в одном инструменте пилот-
долото и расширитель. Вооружение таких
долот - пластины АТП. Конструкция бицент-
ричного долота с вооружением из пластин
АТП приведена на рис. 10.27.
Бицентричные долота применяются в
основном при роторном бурении при нагруз-
ках, в 2-3 раза меньших, чем при примене-
нии долот того же диаметра.
Расширители, как породоразрушающий
инструмент, широко применяются при буре-
нии скважин большого диаметра. Например,
при бурении вентиляционных стволов в
шахтном строительстве применяются поро-
доразрушающие инструменты диаметром бо-
лее 1000 мм. Такие инструменты собираются
из пилот-долота диаметром 295 т 490 мм и
ряда расширителей. Количество расширите-
лей и их конструкция определяются для каж-
дого конкретного случая.
На рис. 10.29 приведена конструкция
многоступенчатого расширителя с пилот-
долотом 600 мм для бурения скважины диа-
метром 1500 мм.
Следует особо отметить, что многочис-
ленными теоретическими и промысловыми
исследованиями показана технико-экономи-
ческая и технологическая целесообразность
бурения ступенчатым забоем расширителя-
ми диаметром 393,7 - 555 мм по сравнению с
долотами аналогичного размера.
Установлено, что при ступенчатом за-
бое растет механическая скорость проходки,
снижаются кривизна скважины, вибрации и
связанные с ними поломки бурильной ко-
лонны.
Литература
1. Методическое руководство по опре-
делению и использованию показателей
свойств горных пород в бурении: РД 39-5-
679-82// ВНИИБТ-М., 1993.
2. Близнюков В.Ю.. Серебряков И.С. Ме-
тодика выбора типа долот, привода и режима
работы на базе учета свойств горных пород//
Геология, бурение, разработка и эксплуата-
ция газовых и газоконденсатных месторож-
дений -М„ ИРЦ ГАЗПРОМ, 2000. -№1.
ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ
Идея создания забойного привода доло-
та для проходки скважин базировалась
прежде всего на возможности эффективного
решения следующих задач:
1) снижение аварийности с бурильны-
ми трубами за счет облегчения условий их
работы;
2) обеспечение роста показателей рабо-
ты долот за счет улучшения использования
мощности на разрушение породы.
В дальнейшем забойный привод ока-
зался незаменимым инструментом для осу-
ществления проходки искривленных участ-
ков, а также корректировки траектории дви-
жения забойной компоновки.
Способ бурения с использованием за-
бойного двигателя получил название тур-
бинного по наименованию первой забойной
машины для бурения - турбобура.
В технике бурения известны различ-
ные забойные двигатели. Между собой они
отличаются как по характеру движения, со-
общаемого долоту, так и по виду энергии (ра-
бочего тела), подводимой к двигателю и пре-
образуемой в нем в механическую работу. В
основном это гидравлические и электричес-
кие двигатели (электробуры) - погружные
вращатели. В практике бурения неглубоких
скважин достаточно широко применяются
погружные машины ударного действия -
пневмоударники и гидроударники.
В бурении на нефть и газ широкое при-
менение нашли гидравлические забойные
двигатели (ГЗД), приводящие долота во вра-
щательное движение. С их помощью осуще-
ствляется порядка 85 % всей проходки глубо-
ких скважин в России. Немалый объем с ис-
пользованием ГЗД осуществляется в ближ-
нем и дальнем зарубежье.
Гидравлические забойные двигатели,
по сравнению с другими, например, элект-
рическими двигателями, оказались наибо-
лее органичными в системе бурения сква-
жин, где жидкость (буровой раствор), кроме
носителя энергии, служит одновременно и
для промывки забоя, и для выноса выбурен-
ной породы, и для охлаждения долота, и для
создания противодавления на пластовую
жидкость, и для обеспечения устойчивости
стенок скважины.
ГЗД используются по различному на-
значению-. для проходки прямолинейных и
искривленных участков скважин, а также
для отбора керна - в качестве привода керно-
приемного снаряда.
Оптимизация процесса бурения пред-
полагает применение различных по оборот-
ности и моментоемкости долот. В этой связи
производятся ГЗД высоко-, средне- и низко-
оборотные, обычные и высокомоментные.
Создание гидравлического забойного
привода, обеспечивающего эффективный
процесс бурения, потребовало проведения
большого объема научно-исследовательских
и опытно-конструкторских работ. В резуль-
тате этих работ появились турбобуры и вин-
товые объемные двигатели, являющиеся эф-
фективным буровым инструментом в совре-
менном бурении.
11.1. Турбобуры
Практически осуществить турбинный
привод долота при бурении удалось в 1923 г.
М.АКапелюшникову. Это был одноступен-
чатый редукторный турбобур (рис. 11.1).
Из-за низкой долговечности редуктора
и сильного гидроабразивного износа турби-
ны турбобур Капелюшникова имел низкую
эффективность в бурении.
В 1932-1934 гг. П.П. Шумилов предло-
жил конструкцию редукторного турбобура с
многоступенчатой турбиной, что позволило
существенно облегчить условия работы тур-
бины за счет снижения скорости жидкости в
ее межлопаточных каналах.
В 1934-1936 гг., развивая идею много-
ступенчатой турбины, на ее базе был разрабо-
тан и успешно испытан безредукторный тур-
бобур. Эта работа под руководством П.П. Шу-
милова была выполнена инженерами Р.А. Ио-
аннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом.
Современный турбобур, как и его дале-
кий предшественник, сохранил свою конст-
руктивную схему (рис. 11.2). Он включает
многоступенчатую турбину, состоящую из
статоров и роторов, установленных соответ-
ственно в корпусе и на валу. Вал относитель-
но корпуса центрируется с помощью ради-
альных средних опор и занимает определен-
ное осевое положение с помощью осевой опо-
ры, состоящей из чередующихся подпятни-
ков, дисков и колец.
Рис. 11.2. Турбобур Т12МЗБ-240:
1 - вал; 2 - втулка нижней опоры; 3 - шпонка;
4 - упорная втулка; 5 - уплотнительное коль-
цо; 6 - ротор; 7 - статор; 8 - средняя опора;
9 - втулка средней опоры; 10 - уплотнитель-
ное кольцо; 11 - регулировочное кольцо;
12 - диск пяты; 13 - кольцо пяты; 14 - подпят-
ник; 15 роторная гайка; 16 - колпак;
17 - контргайка; 18 - корпус; 19 - втулка кор-
пуса; 20 - переводник; 21 - регулировочное
кольцо; 22 - ниппель; 23 - переводник вала
Буровой раствор, отработавший в ло-
паточных аппаратах турбины, поступает по
каналам внутрь вала и далее в долото. Для
снижения количества жидкости, минующей
Рис. 11.3. Секция турбинная нижняя:
2 - переводник нижний; 3 - полумуфта; 4 - кольцо регулировочного вала; 5 - втулка кольца уплотнительного;
6 - кольцо резиновое уплотнительное; 7 - втулка; 8 - кольцо регулировочное; 9 - корпус; 10,11,13- кольцо;
12 - подпятник; 14 - диск пяты, 16 - вал; 17 - статор; 18 - ротор; 19 - втулка средней опоры; 20 - опора
средняя; 23 - переводник соединительный; 24 - полумуфта; 25 - кольцо регулировочное
Рис. 11.4. Шпиндель с резино-металлическими подпятниками:
1 - переводник; 2 - полумуфта; 3, 5, 18 - кольцо регулировочное; 4 - кольцо уплотнительное; 6 - опора нижняя;
7 - втулка опоры нижней; 8 - втулка подкладная; 9, 10 - втулка; 11 - кольцо наружное; 12 - подпятник;
13 - кольцо внутреннее; 14 - диск; 16 - корпус; 17 - втулка упорная; 19 - вал; 20 - гайка корпуса;
23 - переводник наддолотный
долото, в турбобуре выполняется уплотне-
ние выхода вала.
Фиксация деталей, установленных в
корпусе и на валу, осуществляется путем
осевого сжатия. Корпус и сжатые в нем с по-
мощью переводников статоры, радиальные
средние опоры и подпятники (наружные
обоймы) осевой опоры образуют статорную
систему, а вал и сжатые на нем с помощью
полумуфты (гайки) роторы, втулки радиаль-
ных опор и диски (внутренние обоймы) осе-
вой опоры - роторную систему.
Турбобур может выполняться отдель-
ной сборкой, состоящей из статорной и ро-
торной систем, или из двух и более таких
сборок. Каждая такая сборка называется
секцией. Причем секция турбобура может
включать все названные элементы или их
часть.
Так, турбинная секция (рис. 11.3) вклю-
чает, как правило, корпус, вал, турбинные сту-
пени, средние опоры, переводники и полумуф-
ты. Собранные в отдельный узел осевая и ра-
диальная опоры, а также уплотнение выхода
вала образуют шпиндельную секцию
(рис. 11.4).
Для наращивания энергетических пара-
метров турбобур может выполняться из не-
скольких турбинных секций. Такой турбобур
называется секционным (многосекционным).
Сборка секционных турбобуров в еди-
ную машину производится непосредственно
на буровой, а их посекционная сборка - на
заводах-изготовителях и в турбинных цехах.
Турбобуры, как и другие забойные двига-
тели, работают в жестких условиях, аналогов
которым в общем машиностроении практичес-
ки не существует. На их надежность сильное
влияние оказывают высокие нагрузки, вибра-
ции, абразивная среда. Поэтому все несущие
элементы конструкции выполняются из высо-
кокачественных легированных сталей, харак-
теризующихся высокими прочностными пока-
зателями, в том числе циклической и ударной.
Ресурс турбобура составляет примерно
1200 часов. За этот период производится не-
сколько ремонтов, при которых производит-
ся замена быстроизнашивающихся деталей
и узлов, а также дефектоскопия основных
несущих элементов: валов, корпусов, пере-
водников, полумуфт.
Турбина турбобура, как правило, состо-
ит из 100-400 ступеней (рис.11.5). Каждая
ступень содержит статор и ротор со своими
лопаточными аппаратами. Между статорами
и роторами имеются осевые и радиальные
зазоры. Величины указанных зазоров уста-
навливаются исходя из условий монтажеспо-
собности и эксплуатационной надежности
многоступенчатой турбины. В процессе ра-
боты роторы перемещаются относительно
статоров вследствие износа осевой опоры в
пределах установленного осевого зазора.
Рис. 11 5 .Схема ступени турбины турбобура:
1 - лопатка статора; 2 - лопатка ротора
Для минимизации утечки жидкости в
турбине целесообразно выполнять малые
радиальные зазоры, исключающие касание
между собой роторов и статоров.
Осевая опора (рис. 11.6) в турбобурах
многорядная. Преимущественно опоры вы-
полняются резино-металлическими. Они со-
стоят из чередующихся подпятников с обре-
зиненными опорными поверхностями и дис-
ков с упрочненными износостойкими опор-
ными поверхностями. В системах крепления
вала и корпуса между смежными дисками и
подпятниками устанавливаются соответст-
вующие распорные кольца.
Рис. 11.6. Многорядная резино-
металлическая опора:
1 - распорное кольцо; 2 - подпятник; 3 - диск
При установке в турбинную секцию
осевая опора выполняется проточной, а в
шпиндельную секцию - непроточной. По-
следние помимо восприятия осевой нагруз-
ки выполняют также функцию уплотнения
выхода вала.
Рис. 11.7. Многорядная осевая опора качения:
1 - кольцо наружное; 2 - кольцо внутреннее;
3 - шарик; 4 - кольцо наружное распорное;
5 - кольцо внутреннее распорное
Для улучшения условий запуска турбо-
бура, а также для работы в высокотемпера-
турной среде (выше 110°С) применяют ша-
рикоподшипники (рис. 11.7).
Радиальные опоры, центрирующие ва-
лы турбинных секций, называют средними
опорами (рис. 11.8), а центрирующие валы
шпиндельных секций - нижними (рис. 11.9).
В бесшпиндельных турбобурах центрирова-
ние нижней части вала с одновременным его
уплотнением осуществляют с помощью нип-
пеля (рис. 11.10).
Рис. 11.8. Средняя опора
/> azi
Рис. 11.9. Нижняя опора
Рис. 11.10. Ниппель
Конусно-шлицевое соединение
(рис. 11.11) применяется в качестве разъ-
емного соединения валов секций между со-
бой, для чего концы соединяемых валов ос-
нащаются соответствующими полумуфта-
ми. При свинчивании секций полумуфты
между собой перекрываются на расчетную
величину М (заход полумуфт), которая
учитывается при сборке и регулировке
турбобура.
Переводники секций имеют две резьбы,
одна из которых используется для крепления
деталей в корпусе, а другая - для соединения
секций турбобура между собой.
Применяемые в турбобурах наддолот-
ный и буровой переводники служат соответ-
ственно для соединения выходного вала и
породоразрушающего инструмента и турбо-
бура с бурильной колонной.
Рис. 11.11. Конусно-шлицевое соединение
Валы турбинной и шпиндельной сек-
ций являются несущими элементами кон-
струкции. На валу турбинной секции за-
крепляются роторы турбины и втулки
средних опор, а на валу шпиндельной сек-
ции - диски и кольца осевой опоры и втул-
ки нижней опоры. Крепление деталей вы-
зывает растяжение вала. Возникающая
при этом упругая сила обеспечивает
фрикционную фиксацию деталей относи-
тельно вала.
Корпусы турбинной и шпиндельной
секций так же, как и валы, являются несу-
щими элементами конструкции. В корпусе
турбинной секции закрепляются статоры
турбины и средние опоры, а в корпусе
шпиндельной секции - подпятники и коль-
ца осевой опоры и нижние опоры. Крепле-
ние деталей в корпусе производится ана-
логично креплению деталей на валу за
счет упругой силы, создаваемой при его
растяжении.
Энергетическая характеристика
турбобура
Для эффективной работы долота по
разрушению горной породы необходимо ре-
ализовывать на нем сравнительно высокую
осевую нагрузку Gd при определенных час-
тоте вращения и. и расходе Q для промывки
забоя и выноса выбуренной породы. При
этом для улучшения разрушения породы
целесообразно промывку забоя осуществ-
лять высокоскоростными струями (порядка
100-150 м/с), истекающими из промывоч-
ных каналов долота.
Перечисленные условия эффективной
работы долота обуславливают следующие
требования к энергетической характеристи-
ке турбобура:
1. Создание на выходном валу макси-
мального момента силы М при заданных ча-
стоте вращения п и расходе жидкости Q.
2. Обеспечение высоких выходных па-
раметров при минимальных затратах давле-
ния Р на буровых насосах.
Зависимости между моментом силы М,
перепадом давлений Рт и частотой вращения
п при постоянном расходе Q представляют
собой основную характеристику турбины.
В качестве дополнительных могут быть
также представлены зависимости мощности
2пМп
1У=2лМпиКПД П= -—
в функции М или п.
Работа турбины определяется несколь-
кими характерными режимами: оптималь-
ным - Т|п|ах, экстремальным - W)tia>., рабочим -
MmJ2.
На рис. 11.12 в графическом виде пред-
ставлена полная характеристика турбины
турбобура. Графическая зависимость М~п
называется линией моментов, а Р-п - линией
давления.
Рис. 11.12. Полная характеристика турбины
турбобура:
М - момент силы; W - мощность; Рт - пере-
пад давлений; Т) - КПД; п - частота вращения
Из приведенной на рис. 11.12 характе-
ристики видно, что с изменением частоты
вращения практически линейно изменяется
момент силы. Линия моментов турбины «мяг-
кая», так как сравнительно небольшие изме-
нения величины момента силы вызывают за-
метное изменение частоты вращения.
В большинстве осевых турбин средние
радиусы входа и выхода ротора равны между
собой.
Момент силы М и скорость вращения и
турбины связаны уравнением:
M=Qpr(cIU-c2J = Qpr(ux-u), (11.1)
где ciu, c2u - соответственно проекции вектора
абсолютной скорости жидкости на направ-
ление окружной скорости на входе и выходе
ротора турбины;
р - плотность жидкости;
г - средний радиус проточной части
турбины;
щ - скорость вращения турбины на ре-
жиме холостого хода;
Q - расход жидкости
или
М = Qpru(l - —) •
(П-2)
При и = О, М = Mnmt = Qpmx,
а при и= ихМ= 0.
Переходя от линейной скорости враще-
ния пк частоте вращения п, получим:
(И.З)
Согласно (11.3) линия моментов М - п -
прямая линия.
Что касается линии давления Р-п, то
она, как видно из рис. 11.13, в зависимости
от циркулятивности о турбины, меняет свою
форму.
Рис. 11.13. Линия давлений турбин
различной циркулятивности
Для расчета Мт и Рт многоступенчатой
турбины необходимо величины указанных
параметров единичной ступени турбины ум-
ножить на число ступеней К, т.е.
мт = мк;1
Рт =РК. J
(П.4)
Таким образом, наращиванием числа
ступеней турбины можно пропорционально
повышать ее момент силы.
Однако в реальных условиях монтажа
применение многоступенчатой турбины ог-
раничено примерно 300-400 ступенями
турбины.
Повышение момента М.г может быть до-
стигнуто также за счет увеличения расхода
Q, т.к. М, турбины пропорционален Q2.
Ввиду того, что с повышением Q в пер-
вой степени растет частота вращения тур-
бины пи во второй степени - Рт, целесообраз-
но переход на больший Q производить с од-
новременным повышением коэффициента
расхода турбины.
Тогда, используя турбину с большим,
чем у исходной, коэффициентом расхода, на-
пример в 1,5 раза, можно только за счет повы-
шения Q в 1,5 раза повысить М также в 1,5
раза и при этом сохранить исходными п и Рт.
Однако при этом необходимо иметь в
виду, что расход Q является одним из основ-
ных режимных параметров бурового процес-
са, его сколько-нибудь существенное изме-
нение нежелательно. Величина Q задается,
прежде всего, соображениями достаточной
промывки и очистки забоя, а также выноса
выбуренной породы на поверхность.
Вращение вала турбобура связано с за-
тратами на преодоление трения в опорах. Кро-
ме того, движение жидкости в элементах тур-
бобура (опорах, полумуфтах, внутри вала) свя-
зано с затратами давления.
Наиболее существенными являются
потери на трение в осевой опоре.
В турбобурах в основном применяются
резино-металлические опоры.
Момент сил трения в них определяется:
Мтр = Пцтргтр, (11.5)
где П - осевая сила, действующая на опору;
цтр - коэффициент трения;
2R’-R’
rip - 2 - радиус трения в опоре;
J r2„ -R„
R„ и Rb - наружный и внутренний ради-
усы трущихся поверхностей.
n = T + G-R, (11.6)
где Т - гидравлическая сила, действующая
на вал;
G - вес роторной системы;
R - реакция забоя на создание осевой
нагрузки на долото.
Приближенно гидравлическая сила Т
рассчитывается по формуле
Т=лг2(Рт + Рп + Рд), (11.7)
где Рт, Рп и Рд - соответственно перепады дав-
лений в турбине, осевой опоре и долоте.
Величина момента сил трения Мп мо-
жет быть настолько значительной, что тур-
бине не удается преодолеть его, т.е. запус-
тить турбобур.
Следовательно, условием самозапуска
турбобура является соблюдение неравенст-
ва (11.8)
Рис. 11.14. Сравнительные линии моментов
турбин турбобуров с учетом потерь в осевой
опоре
Для обеспечения запуска турбобура
увеличивают реакцию забоя R путем нагру-
жения долота.
Как следует из расчетов, величина Мтр
соизмерима с Мттах.
Поэтому выходная (снимаемая с вала)
характеристика турбобура существенно от-
личается от таковой собственно турбины
(рис. 11.14).
Как видно из (11.6) и (11.7), при R - О
(турбобур над забоем) осевая опора нагруже-
на суммарной силой Т + G, и в ней имеет
место высокий момент трения, в результате
чего частота вращения пр устанавливается
при отсутствии внешней нагрузки, меньшей
пк. Режим пр называют разгонным.
Далее, при нагружении долота силой R,
происходит снижение величины Мтр.
Последовательное повышение R до уста-
новления условия R = Т + G приводит к непре-
рывному уменьшению Мпр до 0. Форма линии
моментов при этом, как показано на
рис. 11.14, существенно изменяется по срав-
нению с линией моментов турбины турбобура.
Дальнейшее повышение R ведет к росту
Мтр. При этом под действием преобладающей
реакции забоя в контакт вступают оборот-
ные стороны подпятников и дисков опоры.
Максимальный момент турбобура при
этом значительно ниже М|ПЯХ собственно тур-
бины.
Современные долота, как шарошеч-
ные, так и безопорные, характеризуются вы-
сокой моментоемкостью, т.е. на единицу осе-
вой нагрузки для их вращения необходимо
затрачивать большой момент силы.
Реализуемая через момент силы «агрес-
сивность» долота обеспечивает практически
прямо пропорциональное повышение меха-
нической скорости бурения V„eK, при этом
моментоемкость возрастает со снижением
частоты вращения и повышением нагрузки
на долото, а реализация повышенного мо-
мента силы на долоте обеспечивает эконо-
мию энергозатрат на процесс разрушения
породы.
Поэтому отечественные и зарубежные
производители забойных двигателей наце-
лены на достижение максимально возмож-
ного момента силы.
Однако насколько оправдано стремле-
ние к высокому М, настолько же целесообраз-
но стремление к низкому Q. Естественно есть
разумные пределы в установлении величины
Q, но они должны определяться не ГЗД, кото-
рому для создания необходимых М и п как
раз требуются высокие Q, а только условия-
ми промывки забоя, выноса выбуренной по-
роды на поверхность и охлаждения долота.
Как показала мировая практика буре-
ния, идет ли речь о турбобуре или винтовом
двигателе, необходимый для них расход, к
сожалению, существенно выше, чем требу-
ется для промывки скважины.
Анализ показал, что при высокой отно-
сительной литражности ГЗД нецелесообраз-
но добиваться его высокого КПД, и, наобо-
рот, малолитражные двигатели должны об-
ладать высоким КПД.
Добиться высокой энергетической эф-
фективности можно только сочетанием вы-
сокого КПД двигателя и его низкой относи-
тельной литражности.
Хорошо известны трудности достиже-
ния высокого КПД гидравлического двигате-
ля, связанные, прежде всего, с доводкой гео-
метрии рабочих органов и качеством их из-
готовления.
Однако поскольку условия очистки
скважины от выбуренной породы допускают
сравнительно низкий уровень Q, повышение
энергетической эффективности бурового
процесса связано с созданием именно мало-
литражных ГЗД. Так, при снижении Q с 25
до 20 л/с обеспечивается снижение относи-
тельной литражности почти в 2 раза, что, в
конечном счете, дает полуторакратное сни-
жение энергозатрат.
Типы турбобуров, особенности их
конструкции и технические данные
В настоящее время производится массо-
вый выпуск турбобуров, технические данные
по которым представлены в табл. 11.1.
Кроме указанных в табл. 11.1, промы-
шленностью выпускаются партиями и дру-
гие типоразмеры турбобуров. В табл. 11.2
приведены данные по турбобурам умень-
шенного диаметрального размера.
Турбобуры используются для выполне-
ния различных технологических операций
при строительстве и ремонте скважин.
При проходке прямолинейных участ-
ков скважины без вращения бурильной ко-
лонны применяются турбобуры, во всех сек-
циях которых валы между собой соосны. Ис-
кривление ствола производится турбинны-
ми отклонителями типа ТО (подробно они
описаны в разделе «Наклонно направленное
и кустовое бурение»). В турбинных отклони-
телях оси валов шпиндельной и турбинной
секций пересекаются под утлом до 5°.
Турбобуры используются как привод
породоразрушающего инструмента при бу-
рении сплошным забоем, а также при обури-
вании керна в качестве привода кернопри-
емного устройства или без него при разме-
Таблица 11.1
Параметры турбобуров
Наименование показателей Обозначение типоразмера
Т12МЗ Е-172* Т12МЗ Б-195* Т12РТ- 240* А6Ш* ТПС- 172* ЗТСШ1 -172* А7ГТШ’ ЗТСШ1 -195* ЗТСШ1 -95ТЛ* А9ГП1Г ЗТСШ1 -240*
Односекционные бес-
шпиндельные турбобуры Секционные шпиндельные турбобуры
1. Наружный диаметр корпуса, D, мм 172 195 240 164 172 172 195 195 195 240 240
Пред. откл. -1,0 -1,15 -1,15 -1,0 -1,0 -1,0 -1,15 1,15 1,15 1,15 1,15
2. Длина, L, мм (пред. откл. ± 2 %) 7940 . 8060 8210 17250 26250 25400 24950 25700 25700 23290 23225
3. Общее количество секций, пс, шт. турбинных 1 1 1 3 4 4 4 4 4 4 4 .
с турбинами и решетками 1 1 1 2 3 3 - 3 3 3
гидродинамического торможения шпиндельных - 1 1 2 3 1 1 1 3 1 1
4. Количество ступеней в турбобуре, шт.: турбин 106 105 104 212 426 336 228 330 318 210 315
решеток гидродинами- ческого торможения (пред. откл. ± 2 %) - - - - - - 114 - - 99 -
5. Присоединительная резьба по ГОСТ 5286-75: к бурильной колонне 3-147 3-147 3-189 3-121 3-121 3-121 3-147 3-147 3-147 3-171 3-171
к долоту 3-117 3-117 3-171 3-117 3-117 3-117 3-117 3-117 3-117 3-152 3-152
6. Расход жидкости плотностью 103 кг/м3 (вода), О, м3/с (пред, откл. ±5 %) 0,028 0,045 0,055 0,020 0,025 0,025 0,030 0,030 0,040 0,045 0,032
7. Момент силы на вы- ходном валу, Н,м на тормозном режиме Мт 1373 2120 5099 1360 3394 3530 3628 2961 3491 6129 5296
на рабочем режиме Мр (пред. откл. ±5 %) 687 1060 2550 680 1570 1765 1814 1481 1746 3060 2648
8. Частота вращения выходного вала, с на режиме холостого хода г\ 23,3 20,0 25,5 17,7 13,4 20,8 12,0 13,3 11,8 9,9 14,8
на рабочем режиме ги 11,7 9,7 12,7 7,8 6,7 10,5 5,3 6,4 5,7 4,1 7,4
9. Перепаддавлений, МПа: на режиие холостого эсдаДР* 2,75 2.1 3,8 5,5 3,5 6,9 8,5 2,8 2,2 6,9 4,0
на рабочем режиме ДРр 3,5 2,9 5,4 4,3 4,8 8,8 6,9 3,9 2,9 5,5 5,5
на тормозном режиме ДР, (пред, откл. ±5%) 3,2 2,6 4,8 2,9 4,6 8,2 5,0 3,2 2,0 4,1 4,9
10. КПД, %, не менее 50 50 69 38 55 50 29 50 40 31 69
11. Масса т, кг, не более 1057 1440 2017 2095 3325 3530 4425 4790 4325 6125 5975
12. Назначенный ресурс,ч, не менее 800 800 800 800 900 800 800 800 900 800 900
13. Установленный срок службы, год, 3
не менее
Таблица 11.2
Параметры малогабаритных турбобуров
Параметры Типоразмер
ТГ-124 ТШ-108Б ТВ1-102
2-турбин, секции 3-турбин, секции 2-турбин, секции 3-турбин, секции 3-турбин, секции 4-турбин, секции
Наружный диаметр, мм 124 124 108 108 102 102
Длина, мм 9160 12940 8850 12270 14600 19200
Масса, кг 930 1330 435 610 630 740
Диаметр долота, мм 139,7-158,7 139,7-158,7 120,6-151 120,6-151 118-151 118-151
Присоединительные резьбы: - к долоту - к бурильным трубам 3-88 3-88 3-88 3-88 3-76 3-88 3-76 3-88 3-76 3-88 3-76 3-88
Расход жидкости плотно- стью 1000 кг/м3, л/с 12 10 10 8 11 11
Частота вращения, об/мин 900 750 990 790 900 900
Момент силы, Н • м 450 470 215 205 100 135
Перепаддавлений, МПа 8,9 9,3 9,4 9,0 9,0 12,0
Примечание. 1. По п. п. 6-10 значения параметров указаны для турбин турбобуров.
щении керноприемной трубы внутри полого
вала турбобура (турбодолота).
Определенную специфику имеют тур-
бобуры, используемые для привода шаро-
шечных долот и безопорных долот (алмаз-
ных, Stratapax).
Турбобуры находят применение при бу-
рении обычных по диаметру (до 660 мм)
стволов, а также шахтных стволов диамет-
Рис. 11.15. Турбобур с плавающими статорами ТПС
ром более 4000 мм в составе агрегатов реак-
тивно-турбинного бурения.
Турбобур с плавающими статорами ти-
па ТПС (рис. 11.15) отличает то, что статоры
его турбины имеют свободу осевого переме-
щения относительно корпуса, тогда как ро-
торы турбины закреплены на валу. Передача
момента силы со статоров на корпус турбо-
бура осуществляется посредством взаимо-
действия фиксаторов статоров и продольно-
го внутреннего паза корпуса.
Вес и гидравлическая сила, действую-
щие на каждый единичный статор, воспри-
нимаются соответствующим смежным рото-
ром через индивидуальную опору скольже-
ния и передаются на многорядную осевую
опору шпиндельной секции.
По сравнению с обычными турбобура-
ми, имеющими фрикционное крепление ро-
торов и статоров турбины, в турбобурах с пла-
вающими статорами на осевую опору шпин-
дельной секции действует удвоенная сила
сверху вниз, что обуславливает повышенные
потери на разгонных режимах и близких к
ним. Кроме этих потерь имеют место потери в
индивидуальных опорах турбины.
Турбобуры с плавающими статорами
нашли применение в бурении, особенно в ге-
ологоразведочном, благодаря простоте их
сборки и регулировки, а также сравнительно
высоким энергетическим параметрам.
Отмеченные достоинства турбобуров
ТПС основаны на том, что при их сборке не
требуется добиваться заданного осевого люф-
та в турбине, а также точных расчетных при-
соединительных размеров между секциями.
При нарастании износа осевой опоры
шпиндельной секции, благодаря осевой сво-
боде статоров, исключается их контакт с ро-
торами. Поэтому в процессе эксплуатации не
требуется отслеживать положение вала тур-
бинной секции.
Статоры относительно роторов в турбо-
бурах ТПС расположены со значительно
меньшим осевыми зазором, чем в обычных
турбобурах, что позволяет в турбинной сек-
ции установить примерно в 1,3 раза больше
турбинных ступеней и тем самым добиться
улучшения энергетической характеристики
за счет увеличения момента силы при сохра-
нении частоты вращения вала турбобура.
Турбобур с независимой подвеской ва-
лов секций (рис. 11.16) выполнен на основе
технического решения многосекционной
машины. В этом турбобуре так же, как и в
ТПС, упрощена регулировка секций.
Особенностью конструкции турбобура
является подвеска на многорядном шарико-
подшипнике в каждой секции роторной
сборки относительно статорной. Кроме того,
соединение валов секций между собой имеет
свободу осевого взаимного перемещения. Ре-
сурс работы турбинной секции определяется
величиной осевого износа подшипника в
пределах осевого зазора между ротором и
статором турбинной ступени. Благодаря ис-
ключению жесткой связи между долотом и
валами турбинных секций подшипник в по-
следних не нагружен сильными вибрация-
ми, в результате чего он способен нарабаты-
вать много сот часов.
Турбобуры с независимой подвеской ти-
па А6Ш могут быть многосекционными, что
Рис. 11.16. Турбобур с независимой подвеской валов секций типа А6Ш
позволит наращивать момент силы, а также
уменьшать расход жидкости и частоту враще-
ния вала.
По сравнению с подшипником турбин-
ной секции подшипник шпиндельной сек-
ции в этом турбобуре работает в более тяже-
лых условиях, испытывая жесткие вибрации
от работающего долота и высокую осевую
нагрузку.
Турбинно-винтовой двигатель типа
ТНВ (рис. 11.17) представляет собой агрегат,
включающий шпиндельную секцию, тур-
бинную секцию и винтовой модуль.
Соединение между собой турбинных и
винтовых рабочих органов позволяет полу-
чить М-n характеристику низкооборотной
машины, какой является винтовой забой-
ный двигатель, и высокую надежность, свой-
ственную турбинным двигателям.
При прочих равных условиях двигате-
ли ТНВ имеют многократно большую нара-
ботку на отказ, чем винтовые двигатели.
Высокая надежность турбинно-винто-
вых двигателей основана на обеспечении
легких условий работы винтовой пары и осе-
вой опоры - наиболее уязвимых элементов
двигателя.
Турбинные и винтовые рабочие органы
ТНВ комплектуются таким образом, что тре-
буемый номинальный рабочий момент силы
обеспечивается турбиной, а винтовая пара
модуля включается в работу только при от-
клонении момента силы от номинальной ве-
личины.
Что касается осевой опоры шпиндель-
ной секции, то она частично разгружается
за счет силы, действующей на ротор винто-
вого модуля. Кроме того, лучшие условия ра-
боты осевой опоры шпиндельной секции в
турбинно-винтовых двигателях по сравне-
нию с винтовыми двигателями обеспечены
тем, что практически исключено воздейст-
вие поперечных сил и вибраций, создавае-
мых винтовым ротором при его планетарном
движении.
При малых моментах силы на двигате-
ле осевая сила, действующая на ротор, на-
правлена снизу вверх (насосный режим), а
при повышенных моментах на двигателе -
сверху вниз.
На винтовой ротор модуля, в зависимо-
сти от режима работы двигателя, действует
не только осевая сила с изменяющимся на-
правлением, но и момент силы с изменяю-
щимся направлением.
Эта специфика работы турбинно-вин-
тового двигателя обусловила ряд требований
к его конструкции, в том числе необходи-
мость исключения резьбы в соединении тор-
сиона и винтового ротора, введения устрой-
ства, предотвращающего расстыковку тор-
сиона и вала турбинной секции.
Благодаря уменьшенным нагрузкам в
винтовой паре модуля происходит постепен-
ный ее износ. Опыт эксплуатации турбинно-
винтовых двигателей показывает, что без за-
метного ухудшения характеристики двига-
теля ТНВ винтовая пара может отрабаты-
ваться до диаметрального зазора 2-2,5 мм.
Успешная работа турбобурами в буре-
нии обеспечивается их правильной эксплуа-
тацией, в том числе сборкой и регулировкой.
Конструкция турбобура имеет ряд осо-
бенностей, в том числе многорядность мон-
тируемых на валу и в корпусе одноименных
узлов и деталей, а также длинномерность не-
сущих элементов. Это требует при сборке
турбобуров применять специальное обору-
дование: стенды для набора деталей на валу,
механические ключи для свинчивания и
крепления резьбовых соединений, горизон-
тальные пресс-лебедки для извлечения (за-
таскивания) вала с закрепленными на нем
деталями корпуса и др.
Сборка турбобура требует выполнения
расчетов и контроля присоединительных
размеров, положения роторной системы от-
носительно статорной и др.
В процессе работы турбобура может
происходить самопроизвольное изменение
присоединительных размеров в результате
релаксации материала элементов конструк-
ции, находящихся непрерывно в напряжен-
ном состоянии.
Перед сборкой производится подготовка
деталей путем их тщательной очистки и по-
следующей смазки. Особое внимание уделя-
ется резьбам. Для их смазки применяют со-
ставы с графитовым и металлическим напол-
нителями, например, Р-113 по ТУ 38.101.330-
73, йодисто-свинцовую (55 % йодистого свин-
ца, 35 % смазки ЦИАТИМ-201 по ГОСТ 6267-
74 и 10 % графита П по ГОСТ 8295-73), молиб-
деновую (55-60 % сернистого молибдена, 30-
35 % авиамасла и 10 % графита П).
11.2. Винтовые забойные
двигатели
В начале 60-х годов в России возникла
необходимость в создании низкооборотных
забойных двигателей с частотой вращения
долота 100-250 об/мин. Это было связано с
появлением новых типов современных ша-
рошечных долот с маслонаполненными опо-
рами и твердосплавным вооружением.
К тому времени основным техничес-
ким средством бурения нефтяных и газо-
вых скважин в нашей стране являлся мно-
гоступенчатый турбобур, который не позво-
лял получить частоту вращения долота ме-
нее 400-500 об/мин., обеспечивая необхо-
Рис. 11.17. Турбовинтовой двигатель ТНВ
димый крутящий момент и приемлемый
уровень давления насосов. Роторное буре-
ние значительно отставало от мирового
уровня из-за отсутствия соответствующего
технического уровня бурильных труб и бу-
ровых установок.
В 1966 году ВНИИБТ предложил и запа-
тентовал винтовой забойный двигатель
(ВЗД), в котором впервые в мире в качестве
рабочих органов использовался многозаход-
ный винтовой героторный механизм
(МВГМ), одновременно выполняющий функ-
ции гидравлического двигателя и планетар-
ного редуктора.
К середине 70-х годов во ВНИИБТ и его
Пермском филиале выполнены исследова-
тельские и опытно-конструкторские работы,
в результате которых созданы основы тео-
рии рабочего процесса, конструирования и
технологии изготовления двигателей, разра-
ботана технология бурения с использовани-
ем этих машин.
Первые отечественные ВЗД изготавли-
вались на Кунгурском и Павловском машза-
водах в кооперации с Пермским филиалом
ВНИИБТ. .
В 1981-1984 годах были проданы ли-
цензии компании «Drilex» на право произ-
водства винтовых забойных двигателей Д-
240, Д1-195, ДЗ-172, Д-85 и Д1-54, что яви-
лось мировым признанием приоритета
ВНИИБТ в создании ВЗД.
К концу 90-х годов удельный вес буре-
ния ВЗД в общей проходке на буровых
предприятиях составлял около 15 %, а в ря-
де районов (Пермская область, Татария,
Башкирия) - до 30 - 40 %. Учитывая, что
ВЗД используются при бурении нижних
интервалов, там, где механическая и, осо-
бенно рейсовая, скорость бурения сущест-
венно ниже, чем в верхних интервалах бу-
рения, можно оценить затраты времени и
средств на бурение при использовании
ВЗД не менее 50 % от всех затрат на буре-
ние скважин. Кроме того, наиболее слож-
ные и дорогостоящие работы, такие, как
бурение участков наклонно направленных
и горизонтальных скважин с большой ин-
тенсивностью искривления, бурение гори-
зонтальных участков проводятся только с
применением ВЗД. При восстановлении
скважин методом бурения боковых стволов
также, в основном, используются ВЗД. При
капитальном ремонте с применением ВЗД
выполняется свыше 90 % всех операций,
связанных с разбуриванием.
Принцип действия и основы
рабочего процесса ВЗД
Объемные двигатели действуют в ре-
зультате наполнения жидкостью рабочих ка-
мер и перемещения вытеснителей. Под вы-
теснителем понимается рабочий орган, не-
посредственно совершающий работу под
действием на него давления жидкости. Кон-
структивно вытеснитель может быть выпол-
нен в виде поршня, пластины, зуба шестерен
или ротора. В объемных гидравлических
двигателях ведомое звено может совершать
как циклическое возвратно-поступательное
или возвратно-поворотное, так и непрерыв-
ное движение.
Объемные гидродвигатели характери-
зуются тремя основными признаками:
- наличием рабочих камер, которые пе-
риодически сообщаются с входом или выхо-
дом машины, при этом жидкость наполняет
каждую камеру или выталкивается из нее;
- изменением давления в рабочей каме-
ре от начального до конечного постепенно,
вследствие изменения объема камеры, или
скачкообразно, вследствие сообщения каме-
ры с выходом;
- несущественной зависимостью уси-
лий на рабочих органах двигателя от скоро-
сти движения жидкости в камерах.
Винтовые двигатели относятся к объ-
емным роторным гидравлическим маши-
нам, которые отличаются многообразием
типов и конструкций.
Характерным для роторных гидрома-
шин является наличие развитых поверхнос-
тей трения и щелевых уплотнений, поэтому
большинство из них работают с использова-
нием жидкостей с хорошей смазывающей
способностью, свободных от механических
примесей. Исключение составляют одновин-
товые гидравлические машины.
Согласно общей теории винтовых ро-
торных гидравлических машин, элементами
рабочих органов (РО) являются:
ст атор двигателя с полостями, примы-
кающими по концам к камерам высокого и
низкого давления;
ро тор - винт, носящий название веду-
щего, через который крутящий момент пере-
дается исполнительному механизму;
замыкатели - винты, носящие назва-
ние ведомых, назначение которых уплот-
нять двигатель, т.е. препятствовать перете-
канию жидкости из камеры высокого давле-
ния в камеру низкого давления.
В одновинтовых гидромашинах ис-
пользуются механизмы, в которых замыка-
тель образуется лишь двумя деталями, нахо-
дящимися в постоянном взаимодействии, -
статором и ротором.
Условия превращения винтового ге-
роторного механизма (ВГМ) в рабочие ор-
ганы объемного гидро двигателя. ВГМ
представляет собой зубчатую косозубую па-
ру внутреннего циклоидального зацепления,
состоящую из z, - заходного статора и z2 - за-
ходного ротора, между винтовыми поверхно-
стями которых образуются рабочие камеры.
Для создания в ВГМ камер, теоретичес-
ки разобщенных от областей высокого и низ-
кого давлений (шлюзов), необходимо и до-
статочно выполнение четырех условий:
1) число зубьев z, наружного элемента
(статора) должно быть на единицу больше
Рис. 11.18. Продольное и поперечное сечения рабочих органов ВЗД:
I - область высокого давления; II - область низкого давления; III - шлюз
числа зубьев z2 внутреннего элемента (рото-
ра): z,= z2+1;
2) отношение шагов винтовых поверх-
ностей наружного Т и внутреннего t элемен-
тов должно быть пропорционально отноше-
нию числа зубьев: Т/1 = z;/z2;
3) длина РО L должна быть не менее ша-
га винтовой поверхности наружного элемен-
та: L>T,
4) профили зубьев наружного и внут-
реннего элементов должны быть взаимооги-
баемы и находиться в непрерывном контак-
те между собой в любой фазе зацепления.
Продольное и поперечное сечения РО
двигателя на длине шага статора, позволяю-
щие проанализировать мгновенное распре-
деление жидкости в рабочих камерах, пока-
заны на рис. 11.18.
Крутящий момент. Рассмотрим рабо-
чие органы с левой нарезкой и расположим
оси координат xyz таким образом, чтобы ось
z совпала с осью статора. Предположим, что
в данный момент времени ротор занимает
положение, при котором его ось совпадает с
прямой х = 0, у = е (рис. 11.19). В этом случае
впадина зуба ротора входит в зацепление с
выступом зуба статора в среднем сечении
(z=T/2) РО.
Условимся полости, гидравлически
связанные с областями высокого или низко-
го давления, называть камерами, а полости,
разобщенные с областями высокого или низ-
кого давления, - шлюзами.
Анализируя распределение давления
жидкости в полостях РО, можно заметить,
что в каждом сечении РО на длине шага ро-
тора возникает неуравновешенная радиаль-
ная гидравлическая сила.
Рис11.19. Поперечное сечение рабочих ор-
ганов ВЗД
Рис.11.20. Эпюры моментов и сил в рабочих
органах двигателя
Если рассмотреть произвольное сече-
ние и на расстоянии dz от него провести вто-
рое сечение, то элементарная гидравличес-
кая сила выразится уравнением
dF=PLpdz, (11.9)
где Р - перепад давления в рабочих органах;
Lp - длина площадки, на которую действует
гидравлическая сила.
Разложим dF силу на две составляю-
щие: dF., dFy.
Сила dF. создает крутящий момент ро-
тора относительно полюса зацепления, а си-
ла dFy совместно с инерционной силой dFUK
образует поперечную силу.
Проекции элементарных сил на коор-
динатные оси:
n PDt . 2 (р,
dFY = dFcos р =---sin ~^d(p2;
2л 2
Jr, Jr, - „ PDt .
dF = dFsin p =----sin <p2a<p2.
4л
После интегрирования получим следу-
ющие расчетные формулы для сил и крутя-
щего момента:
Fx = PDt/2',
Fv = PDt /2л ;
M = PDtezJ2.
Эпюры моментов и сил, действующих в
рабочих органах двигателя, представлены
на рис. 11.20.
Необходимо обратить внимание на од-
но важное следствие, вытекающее из приве-
денного анализа действия радиальных сил.
Оказывается, составляющие сил dFy созда-
ют на роторе перекашивающий момент (мо-
мент пары сил Fu) в плоскости, проходящей
через оси ротора и статора:
У2 4л (11.10)
Перекашивающий момент приводит к
нарушению пространственной ориентации
(перекосу) ротора, искажению расчетной ге-
ометрии и появлению в рабочей паре допол-
нительных зазоров и натягов, а также явля-
ется источником вибрации.
Частота вращения. Для винтового
двигателя при заданном расходе жидкости Q
частота вращения вала (без учета объемных
потерь):
О
п=~ ,
V (ИИ)
где рабочий объем V определяется по формуле
V = z2ST.
Площадь живого сечения S подсчиты-
вается по приближенной формуле
S = ne(Dk-3e), (ц.13),
где е - эксцентриситет; Dk - диаметр впадин
зубьев статора.
Профилирование рабочих органов. В
основу профилирования зацепления геротор-
ных механизмов могут быть положены следую-
щие виды геометрических кривых, обеспечи-
вающих в той или иной степени непрерывный
контакт зубьев статора и ротора между собой:
- дуги окружности, радиусы которых
выдержаны в определенных соотношениях;
- логарифмическая спираль;
- эпи - или гипоциклоидальные кривые
и их эквидистанты;
- огибающие общего контура рейки.
Анализ показывает, что с точки зрения
универсальности зацепления наиболее
предпочтительным является профилирова-
ние зацепления многозаходных винтовых
героторных механизмов от исходного конту-
ра рейки (ИКР), очерченного эквидистантой
укороченной циклоиды.
На основе аналитических и экспери-
ментальных исследований установлены ра-
циональные параметры ИКР, которые ис-
пользованы в разработанном Пермским фи-
лиалом ВНИИБТ отраслевом стандарте на
зацепление винтовых забойных двигателей.
Торцовые профили статора 3 и ротора 4
образуются как огибаемые исходной рейкой 1
при качении без проскальзывания ее делитель-
ной прямой по делительным окружностям ста-
тора радиуса г,„, и ротора радиуса гш2 (рис. 11.21).
Радиусы делительных окружностей гш|
и гш2 рассчитываются по формулам;
= = . (И.14)
Делительные окружности статора и ротора
не имеют касания друг с другом. В соответ-
ствии с рис. 11.4 величину I наименьшего
расстояния между делительными окружнос-
тями можно определить по формуле
1 = г1п-а,пг-гя.г = г-а. (и 15)
Для обеспечения контакта в зацеплении зубь-
ев статора со всеми зубьями ротора их профи-
ли строятся со смещением исходного контура
от делительных окружностей для статора и
для ротора, которые связаны соотношением
|Х1 -х,| = г-я . (Ц.16)
Величина положительного смещения
ограничивается заострением зуба, а отрица-
тельного - подрезанием зуба. В первом слу-
чае х13 < а, во втором - X] 2 < 2а.
Профили ротора и статора при смещении
ИКР х, 2-0 очерчиваются эквидистантой укоро-
ченной гипоциклоиды, при смещении xrf -
циклической кривой более сложного вида. В ре-
зультате зацепление героторного механизма
становится приближенным, с некоторым натя-
гом (погрешностью) Дп на боковых сторонах
профиля ротора (до 0.13 мм при а - 4.9 мм).
Отклонение Дп определяется как рас-
стояние по нормали между номинальным
профилем ротора 4 и огибающей статора 5
(см. рис. 11.21). Огибающая статора рассчи-
тывается как профиль, образованный при
обкатывании без скольжения начальной ок-
ружности статора радиуса R^a^z, по на-
чальной окружности ротора радиуса
RW2=aw2»z2. При положительных и отрица-
тельных смещениях ИКР, при образовании
профиля статора, огибающая статора имеет
одновременный точечный контакт со всеми
зубьями статора.
Для уменьшения утечек промывочной
жидкости и повышения долговечности геро-
торного механизма между зубьями статора и
ротора предусматривается диаметральный
натяг 80. Он обеспечивается увеличением на-
ружного и внутреннего диаметров ротора за
счет дополнительного смещения ИКР на ве-
личину 8d/2. Дополнительное смещение ИКР
для создания натяга приводит к уменьшению
погрешностей Дп зацепления. При используе-
мых в ВЗД диаметральных натягов 0.2 - 0.4
мм погрешности Дп не превышают ±0,05 мм,
т.е. номинальный профиль ротора получается
практически эквидистантным по отношению
к огибающей статора, и во всех зонах зацеп-
ления обеспечивается равномерный натяг.
Классификация винтовых
забойных двигателей
Многолетний отечественный опыт со-
здания винтовых забойных двигателей (ВЗД)
и анализ патентной и технической литерату-
ры позволяют предложить их классифика-
цию по следующим признакам: назначению,
конструкции и параметрам.
По назначению различают двигатели:
- для вертикального и наклонно на-
правленного бурения;
- для горизонтального бурения;
- для ремонта скважин.
По конструкции двигатели можно раз-
личать по следующим признакам:
1. По кратности действия рабочих
органов различают двигатели с однозаход-
ным ротором (z2 = 1) и многозаходные двига-
Рис. 11.21. Построение зацепления от ис-
ходного контура циклоидной рейки:
1 - исходный контур рейки; 2 - укороченная
циклоида; 3 - номинальный профиль стато-
ра; 4 - номинальный профиль ротора;
5 - огибающая статора
тели (z2 > 1), в которых ротор и статор имеют
многозаходные винтовые поверхности.
Кратность действия определяет число
циклов в рабочих камерах гидромашины за
один оборот вала. Цикл одновинтовой гидро-
машины соответствует процессу вытесне-
ния объема замкнутой камеры (шлюза) и со-
вершается на периоде между контактом
смежных зубьев ротора с фиксированной
впадиной статора.
Кратность действия, зависящая от ки-
нематического отношения РО, равна числу
заходов внутреннего элемента z2 и определя-
ет рабочий объем ВГМ. Кратность действия
является основным параметром ВЗД, что на-
глядно иллюстрируется теоретическими
кривыми (рис. 11.22).
Рис. 11.22. Влияние кинематического отно-
шения на характеристики ВЗД
Отечественные ВЗД имеют многоза-
ходные РО. Зарубежные компании произво-
дят двигатели как с однозаходным ротором,
так и с многозаходными РО.
2. По конструктивной компоновке
различают шпиндельные и бесшпиндель-
ные двигатели. Большая часть двигателей
выпускается в шпиндельном исполнении, с
вынесением осевой и радиальных опор в от-
дельный автономный узел, расположенный
под РО,
Принципиально возможны конструк-
ции двигателей в бесшпиндельном исполне-
нии. Наиболее актуальна такая компоновка
для двигателей с ограниченным осевым га-
баритом.
3. По конструкции силовой секции
(секции РО) различают монолитные и секци-
онные двигатели. В большинстве случаев РО
двигателей выполняются в монолитном ис-
полнении длиной в 2-3 шага статора.
Секционные двигатели характеризуют-
ся последовательным расположением стан-
дартных РО. Роторы секционных двигателей
обычно соединяются между собой посредст-
вом гибких валов или шарниров, статоры -
резьбовыми переводниками. Основная цель
секционирования - повышение крутящего
момента двигателя или снижение контакт-
ных напряжений в РО.
В ряде случаев при создании многоша-
говых конструкций РО используются мо-
дульные варианты. Двигатель имеет состав-
ной статор, выполненный из нескольких
втулок, собранных в корпусе, и составной
ротор, набранный из модулей, закреплен-
ных на общем вале.
4. По характеру распределения пото-
ка жидкости различают двигатели обыч-
ные и с разделенным потоком. Разделенный
поток используется в схемах ВЗД, когда по
технологическим соображениям необходимо
часть жидкости пропустить через полый ро-
тор, минуя камеры РО, и в схемах с парал-
лельным соединением секции РО.
5. По конструкции узла соединения
ротора и вала шпинделя ВЗД выполняются
в двух вариантах: шарнирном или торсион-
ном (с гибким валом). В некоторых случаях
используется комбинированная шарнирно-
торсионная компоновка.
6. По конструкции шпинделя разли-
чают ВЗД с открытым и маслозаполненным
шпинделем.
В открытых шпинделях (они использу-
ются во всех серийных отечественных дви-
гателях) узлы трения смазываются и охлаж-
даются буровым раствором.
В маслонаполненных шпинделях узлы
трения находятся в масляной ванне с избы-
точным давлением, на 0.1-0.2 МПа превы-
шающим давление окружающей среды.
7. По типу осевой опоры в шпинделе
различают забойные двигатели с опорами
качения и скольжения.
Опоры качения выполняются в виде
многоступенчатых радиально-упорных или
упорных шарикоподшипников.
Опоры скольжения представлены мно-
горядными упорными подшипниками. В
отечественных конструкциях используется
пара «обрезиненный подпятник - металличе-
ский диск».
Наибольшее распространение получи-
ли ВЗД с осевыми опорами качения.
8. По типу механизма искривления
различают ВЗД:
- с кривым переводником с одним пере-
косом осей;
- кривым переводником с двумя переко-
сами осей;
- ре1улируемым на поверхности кривым
переводником (на устье скважины или в цеху);
- регулируемым на забое кривым пере-
водником;
- шарнирным переводником.
Наибольшее распространение получили
двигатели с переводником, расположенным
между силовой и шпиндельными секциями.
Современные конструкции
отечественных ВЗД
Отечественные винтовые забойные
двигатели создавались с учетом многолетне-
го опыта конструирования турбобуров, в них
использовались апробированные конструк-
ции шпиндельных секций, резьбовых соеди-
нений и некоторых других элементов. В то
же время специфические узлы и детали ВЗД
не имеют аналогов в конструкции турбобу-
ров и разрабатывались по результатам тео-
ретических и экспериментальных исследо-
ваний, опыта эксплуатации.
Конструкция одного из наиболее ис-
пользуемых в настоящее время - винтового
забойного двигателя Д5-195 - приведена на
рис. 11.23. Двигатель состоит из секции ра-
бочих органов (часто называют рабочей па-
рой) - ротора и статора, шпиндельной сек-
ции (секции осевых и радиальных опор), со-
единительных и переходных узлов и дета-
лей. Наиболее важным из них является узел
соединения ротора с валом шпинделя - тор-
сион, как в двигателе Д5-195 (см. рис. 11.23),
или шарнирное соединение. В двигателях -
отклонителях (например, ДГ-195) между сек-
цией рабочих органов и шпиндельной секци-
ей устанавливается жесткий кривой пере-
водник, или регулируемый механизм пере-
коса. Оригинальным узлом, часто использу-
емым в составе ВЗД, является переливной
клапан, необходимый для заполнения рас-
твором бурильной колонны при спуске ВЗД в
скважину и слива раствора из колонны при
подъеме.
Технические характеристики винто-
вых забойных двигателей, разработанных в
последние годы, приведены в табл. 11.3 и
11.4 Все типоразмеры ВЗД разработаны в
НПО "Буровая техника”, изготавливаются в
основном на производстве Пермского фили-
ала ВНИИБТ, а также на Опытном и Экспе-
риментальном заводах ВНИИБТ.
Двигатели для бурения вертикаль-
ных и наклонно направленных скважин.
В большинстве буровых предприятий Рос-
сии такие двигатели применяются в нижних
интервалах бурения с низкооборотными до-
лотами с маслонаполненными герметизиро-
ванными опорами. Наиболее известны дви-
гатели Д1-240, Д2-195 и Д5-172, разрабо-
танные и внедренные в практику бурения с
1985-1990 годов.
Основным направлением совершенст-
вования двигателей данного класса являет-
ся использование удлиненных винтовых ра-
бочих пар “ротор-статор”. Это позволяет
развивать большие моменты на выходном
валу двигателя и мощность, необходимые
для эффективной работы современных до-
лот. Длина активной части статора (длина
резиновой обкладки) новых модификаций
двигателей диаметром 172 - 195 мм состав-
ляет 2400 мм (для сравнения у двигателей
Д2-195 и Д5-172 - 1800 мм), двигателей ДЗ-
195, ДЗ-176, Д1-240, ДО-240 - 3000 мм. Кро-
ме повышенной мощности и момента, при-
менение удлиненных ра бочих п ар позволя-
ет уменьшить контактные напряжения,
снизить темп износа рабочих поверхностей,
а также создает возможность отработки пар
до больших зазоров.
Для расширения эк сплуатационных
возможностей, определжмых технологией
бурения, характеристиками разбуриваемых
пород и используемых долот, в двигателях
применяются рабочие пары с различным
кинематическим отношением (числом зубь-
ев ротора и статора). Основное преимущест-
во таких ВЗД - возможность в производст-
венных условиях собирать двигатели с раз-
личной скоростью вращения. На рис. 11.24
показаны энергетические характеристики
двигателей диаметром 195 мм с кинематиче-
ским отношением 9:10, 7:8 и 6:7. При работе
на расходе жидкости 34 л/с в рабочем режи-
ме (при моментной нагрузке 400 кгс-м) час-
тота вращения вала составляет 130, 180 и
270 оборотов в минуту соответственно.
Управление траекторией ствола верти -
кальных и наклонно направленных скважин
при бурении ВЗД осуществляется обычно
при помощи стабилизаторов, устанавливае-
мых в нижней части шпинделя двигателя.
Успешно применяются также двигатели - от-
клонители ДО-240, ДГ-195, ДГ- 176М, ДГ-155
с установкой жесткого кривого переводника
(1-2 градуса) между шпинделем и секцией
рабочих органов.
6000
Рис. 11.23. Общий вид винтового забойного двигателя диаметром 195 мм
"1
Технические характеристики винтовых забойных двигателей для бурения скважин
Таблица 11.3
Параметры Шифр двигателя
Д1- 145 ДГ- 155 Д5- 172- Д5- 172М ДГ1- 172 ДГ- 176М ДР- 176М дз- 176 ДВ- 176 Д2- 195- Д5- 195 ДГ- 195 Д4- 195 Д4- 195М ДЗ- 195 ДВ- 195 Д1- 240 ДО- 240
Диаметр корпуса, мм 145 155 172 176/195 195 240
Длина двигателя, мм 4670 4330 5650/ 6060 5830/ 6260 3870 5315 5330 6440 5835 5330/ 5620 6000/ 6375 6870 6000/ 6375 6840/ 7215 6840/ 7215 6375 6985 7280
Диаметр долот, мм 165,1- 190,5 190,5 190,5-215,9 215,9 215,9-244,5 269,9-295,3
Длина шпинделя до места искривления, мм 2250 2600 2600 1720 1515 1705 - - 2750 2890 3040 2750 - - - 2975 3160
Углы искривления между секциями, град 0-1,5 3 0-1 (3) 0-3,0 0-2,5 - - 0-1 (2) 0-2 0-1,5 - - - 0-1 1-3
Длина активной части статора, мм 1800 2100 1800 2400 1460 2400 3000 2400 1800 2400 3000 2400 3000
Заходность рабочих органов, Zp/ZcT 7/8 7/8 9/10 6/7 9/10 6/7 9/10 7/8 9/10 6/7 7/8
Расход рабочей жидкости, л/с 15-20 24-30 25-35 25-35 25-35 30-50
Частота вращения на холостом ходу, с 2,5- 4,0 2,7- 3,5 1.8-2,5 3,0- 4,5 1,8-2,5 3,5- 5,0 1,8-2,5 2,3-3,2 1,8- 2,5 3,5- 5,0 1,5-2,5
Частота вращения в режиме max. мощности, с ' 2,0- 3,0 2,1- 2,7 1,5-1,9 2,0- 3,5 1,5-2,0 2,5- 4,0 1,5- 1,9 1,5-2,0 1,8-2,4 1,5- 2,0 2,5- 4,0 1,2-2,2
Момент силы в режиме макс, мощности, кН м 3,0- 4,0 3,0- 4,0 5,2- 7,0 7,0- 9,0 4,0- 5,5 7,0-9,0 9,0- 12,0 5,5- 7,0 5,2- 7,0 7,0-9,0 6,0- 8,0 8,0- 10,0 9,0- 11,0 5,5- 7,0 10,0-14,0
Перепад давления в режиме макс, мощности, МПа 7,0- 9,0 6,5- 7,5 5,0- 7,0 6,0- 9,0 7,0- 9,5 6,0-9,0 8,0- 11,0 8,0- 12,0 5,0- 7,0 6,0-9,0 6,0- 9,0 9,0- 12,0 8,0- 11,0 8,0- 12,0 6,0-8,0
Мощность макси- мальная, кВт 35-75 39-68 50-80 65- НО 50- 120 65-110 85- 150 85- 175 50-80 65-110 70- 120 90- 150 85- 150 85- 175 75-190
* Длина двигателя зависит от применяемого шпинделя.
_ Характеристики двигателей Д5-172 и Д2-195 приведены для сравнения.
ЗАБОЙНЫЕ
Таблица 11.4
Технические характеристики винтовых забойных двигателей для ремонта скважин
ДВИГАТЕЛИ
Параметры Шифр двигателя
Д-42 Д-48 Д-75 Д-85- fli- es ДО1- 88 ДГ-95 Д1- 105- ДГ- 105М fl- 106 ДО- 106 ДР- 106 ДГ- 108 ДК- 108.1 ДК- 108.2 ДК- 108.3 Д1- 127 ДР- 127 ДГ1- 127
Диаметр корпуса, мм 42 48 76 88 95 106 108 127 127/ 136
Длина двигателя, мм 740 1850 3820 3235 3230 2995 2640 3740 2355 4240 5245 2565 5000 3000 5800 4830
Диаметр долот, мм 58 83,0- 98,4 98,4-120,6 120,6-151,0 120,6-151,0 139,7-165,1
Длина шпинделя до места искривления, мм - - 1160 - - 1455 1670 825 (675) - 1450 1770 - - - 2135 2400 1280
Углы искривления между секциями, град - - 0,5; 0,75 - - 0-3 4 0-3 - 0-3 4 - - - 0-2,5 0-3 0-2,5
Длина активной части статора, мм 250 685 2000 770 1220 1080 1420 1500 1000 2000 1400 2000
Заходность рабочих органов, Zp / Zct 9/10 7/8 4/5 9/10 5/6 6/7 5/6 6/7 7/8* 9/10* 6/7* 7/8 14/15* 7/8* 4/5* 9/10
Расход рабочей жидкости, л/с 0,3- 0,5 1,2- 2,6 3-5 4-6 5-7 6-10 6-10 6-12 4-12 6-12 6-12 3-6 6-12 6-12 12-20
Частота вращения на холостом ходу, с 1 4,1- 6,9 4,8- 8,0 3,6- 6,0 4,0- 6,0 5,0-7,0 2,5- 4,3 3,2- 5,2 3,0- 5,0 1,6- 3,2 0,8- 2,3 2,3- 4,5 1,6- 3,3 0,4- 0,9 1,6- 3,3 2,5- 5,2 2,5-4,0
Частота вращения в режиме max мощности. С 2,8- 4,7 4,1- 6,7 2,6- 4,4 3,0- 4,0 3,5-5,0 2,0- 3,3 2,6- 3,8 2,4- 4,0 1,2- 2.4 0,5- 1,5 1,9- 3,7 1,3- 2,5 0,3- 0,7 1,3- 2,5 2,0- 4,0 1,8-3,0
Момент силы в режиме max мощности, кН м 0,02- 0,04 0,08- 0,1 0,5- 0,7 0,4- 0,6 0,8- 0,9 0,5- 0,7 0,6- 0,9 0,8- 1,4 0,6- 1,0 1,5- 3,0 1,2- 3,2 1,3- 2,6 0,8- 1,3 2,0- 2,7 0,8- 1,3 0,5- 0,8 3,0-4,5
Перепад давления в режиме max мощности. МПа 3,0- 4,2 4,0- 5,0 6,0- 10,0 6,0- 9,0 8,0- 9,0 6,0- 8,0 4,5- 6,0 5,0- 8,0 4,0- 7,0 5,0- 10,0 3,0- 8,0 6,0- 12,0 3,5- 5,5 5,5- 7,5 3,5- 5,5 3,0- 5,0 6,0-12,0
Мощность макси- мальная, кВт 0,4- 1,2 2,0- 4,2 8-19 5-15 17-28 11-22 7-18 13-33 10-25 12-45 4-30 15-60 7-20 5-15 7-20 6-20 34-84
* Двигатели комплектуются рабочими парами с заходностью 6/7, 7/8 и 9/10 (по желанию заказчика).
Характеристики двигателей Д-85 и Д1-105 приведены для сравнения.
Рис. 11.24. Энергетические характеристики
винтовых забойных двигателей
Д5-195, Д4-195, ДВ-195 на расходе
жидкости 34 л/с
Анализ результатов использования
двигателей Д5-195, Д4-195 и ДВ-195 показы-
вает, что ресурс рабочей пары “ротор-ста-
тор” новых двигателей на 30 - 60 % больше
по сравнению с двигателем Д2-195, механи-
ческая скорость бурения выше на 20-40 %.
За счет увеличения ресурса и механической
скорости бурения проходка на рабочую пару
увеличивается в 1.6-2 раза.
Для бурения горизонтальных сква-
жин разработаны и используются двигатели
- отклонители с жестким кривым переводни-
ком ДО-240, ДГ-176М, ДГ1-172, ДГ-155, ДГ-
127 или двигатели ДР-176, ДГУ-155, ДР-127 с
регулируемым механизмом искривления с
возможностью изменения угла искривления
от 0 до 3 градусов непосредственно на буро-
вой. Соединение ротора с валом шпинделя в
двигателях-отклонителях осуществляется
при помощи торсиона с шарниром, разме-
щенным в месте искривления оси двигателя.
Большое значение для двигателей - от-
клонителей имеют характеристики шпин-
дельной секции: длина нижнего плеча двига-
теля от долота до места искривления, жест-
кость и износостойкость радиальных опор,
расстояние от долота до нижней опоры. Спе-
циальные ВЗД для бурения горизонтальных
скважин имеют, как правило, укороченный
шпиндель с усиленными радиальными опо-
рами. Нижняя радиальная опора в новых
двигателях максимально приближена к до-
лоту, выполняется в виде пары “металл - ме-
талл” с армированием сопряженных поверх-
ностей твердым сплавом. Верхняя радиаль-
ная опора - резино-металлическая с покры-
тием втулки твердым износостойким хро-
мом. Шпиндель оснащается сменным цент-
ратором. В качестве примера на рис. 11.25
показан общий вид двигателя ДР-176 с регу-
лируемым механизмом искривления.
Двигатели для ремонта скважин ис-
пользуются при бурении песчаных и це-
ментных пробок, разбуривания элементов
оснастки, райбирования и фрезерования
эксплуатационной колонны, выполнения
других ремонтных работ. Относительно но-
вой областью применения малогабаритных
ВЗД в последнее десятилетие стало бурение
под хвостовики с выходом из башмака бу-
рильной колонны. Особенно широко распро-
странено в настоящее время бурение боко-
вых стволов при восстановлении бездейст-
вующего фонда скважин, в том числе и боко-
вых стволов с горизонтальным окончанием.
Многообразие задач привело к созданию
большого количества вариантов ВЗД диаме-
тром от 42 до 127 мм, условно названных как
двигатели для ремонта скважин.
Наибольший объем применения имеют
двигатели диаметром 106 мм. Для бурения
прямых участков скважин используются
двигатели Д1-105, Д-106, Д-108, в которых
торсион размещается внутри ротора, что со-
кращает длину и массу двигателя. Для буре-
ния участков скважин с радиусом искривле-
ния 70 и более метров используются двига-
тели-отклонители ДО-106, ДГ-95 с жестким
кривым переводником или ДР-106, ДГУ-95 с
регулируемым механизмом искривления.
Двигатели ДГ-105М, ДО 1-88 позволяют бу-
рить участки скважины с малым радиусом
искривления (от 30 метров). Для удобства по-
требителя двигатели Д-106, ДО-106 и ДР-106
(рис. 11.26) изготавливаются с различной
заходностью рабочих органов 6:7,7:8и9:10.
Многофункциональные двигатели ДК-108
имеют модификации с кинематическим от-
ношением 4:5, 7:8 и 13:14.
Двигатели Д1-127 в прямом исполне-
нии, двигатели-отклонители ДО-127 с же-
стким кривым переводником, ДР-127 с ре-
гулируемым механизмом искривления бла-
годаря своей высокой надежности успешно
используются при бурении под хвостовики,
а также при бурении боковых стволов из
эксплуатационных колонн диаметром 168 и
177 мм.
В последние годы разработаны новые
двигатели Д-42 и Д-48 для работы по "койл-
тюбинговой” технологии. Совместно с фир-
мой “Радиус-Сервис” разработан и нашел
широкое применение новый габарит ВЗД -
двигатель Д-75 для разбуривания цемента и
элементов технологической оснастки в хвос-
товиках долотами диаметром 83-94 мм.
Широкое применение винтовых забой-
ных двигателей объясняется совершенство-
ванием конструкций долот, развитием техно-
логии бурения, а также важными эксплуата-
ционными преимуществами ВЗД, а именно:
- оптимальные характеристики (низ-
кие частоты вращения при высоком крутя-
щем моменте), обеспечивающие эффектив-
ную отработку долот;
- минимальные осевые габариты, поз-
воляющие использовать ВЗД при бурении
наклонно направленных и горизонтальных
скважин, боковых стволов;
- простота сборки и ремонта двигателей.
Винтовые забойные двигатели и, преж-
де всего, новые конструкции успешно экс-
плуатируются в буровых предприятиях и
предприятиях капитального ремонта круп-
нейших нефтяных компаний России.
Анализ тенденций развития техники и
технологии бурения нефтяных и газовых
скважин показывает, что в обозримый пери-
од времени ВЗД наряду с турбобурами оста-
нутся одним из основных забойных двигате-
лей. Область их применения будет постоян-
но расширяться.
Технология изготовления ротора
и статора
Для реализации конструкции и успеш-
ного внедрения винтовых забойных двигате-
лей потребовалось проведение большого ком-
плекса научно-исследовательских работ в об-
ласти технологии изготовления основных и
наиболее ответственных узлов двигателя -
обрезиненного статора и ротора, поскольку
от качества их изготовления зависят работо-
способность и надежность машин. Ротор и
статор многозаходных винтовых двигателей
являются уникальными деталями, и техноло-
гия их изготовления разрабатывалась в
Пермском филиале ВНИИБТ впервые в мире.
Ротор ВЗД представляет собой много-
заходный винт с нарезанным специальным
профилем и большим шагом винтовой ли-
нии (угол наклона зубьев 20-30°). Отношение
общей длины ротора к среднему диаметру
находится в пределах 20-30.
К ротору предъявляются жесткие требо-
вания в отношении выполнения его диамет-
ральных размеров, профиля зубьев, окружно-
го и осевого шагов, а также шероховатости
А -А
Рис. 11.26. Винтовой забойный двигатель ДР-106
рабочей поверхности (от Я = 20 до К = 2.5).
Кроме того, ротор должен обладать коррози-
онной стойкостью и износостойкостью при
работе в абразивной промывочной жидкости.
Для изготовления роторов описанной
конструкции впервые на практике был при-
менен способ нарезания зубьев червячными
фрезами по методу обката как наиболее ра-
циональный с точки зрения универсальнос-
ти, точности, качества поверхности зубьев и
себестоимости изготовления.
Зубофрезерование роторов выполняет-
ся на специальных зубофрезерных станках.
С целью повышения долговечности вин-
товых забойных двигателей зубья роторов по-
лируются, затем покрываются твердым блестя-
щим хромом с толщиной покрытия на верши-
нах зубьев до 200-250 мкм, а затем снова поли-
руются. Наибольшее распространение получил
способ полирования зубьев роторов дисковым
абразивным кругом на вулканитовой связке.
Контроль размеров ротора включает:
определение высоты зубьев диаметра по вы-
ступам зубьев при четном числе зубьев рото-
ра размера выступ-впадина при нечетном
числе зубьев ротора кривизны и отклонения
профиля зубьев.
Статор является наиболее ответст-
венной деталью ВЗД. Конструктивно статор
представляет собой корпус в виде металли-
ческой трубы с привулканизованной к ней
изнутри резиновой обкладкой с внутренней
винтовой поверхностью. Зубчатая обкладка
является элементом зубчатой пары «статор-
ротор» винтового забойного двигателя, что
обуславливает высокие требования к её фи-
зико-механическим показателям.
В процессе работы обкладка статора вос-
принимает циклически изменяющиеся нагруз-
ки, реактивный момент и радиальные силы, что
обуславливает повышенные требования к проч-
ности крепления резины к корпусу статора.
Материал обкладки статора должен
быть стойким к воздействию углеводов и ще-
лочей и иметь высокие литьевые свойства.
По физико-механическим показателям
в наибольшей степени удовлетворяет ука-
занным требованиям резина ИРП-1226, ко-
торая была принята в качестве материала
обкладки статора первых отечественных
винтовых двигателей и применяется в на-
стоящее время. Многолетние поиски резин с
лучшими показателями не имели успеха.
В середине 90-х годов в Пермском фили-
але ВНИИБТ разработан и внедрен новый тех-
нологический процесс изготовления статоров.
Статоры изготавливаются способом ли-
тьевого формования в закрытой пресс-форме.
При заливке статора в литьевой камере прес-
са развиваются усилия до 300 МПа, время за-
ливки колеблется от 5 до 20 мин, в зависимо-
сти от типоразмера и длины статора, конст-
рукции пресс-формы и других факторов.
У готового статора проверяется твер-
дость резины, диаметр по выступам зубьев,
прямолинейность канала статора, профиль
зубьев, крепление обкладки к металлу.
Прямолинейность канала статора про-
веряется выборочно набором длиномерных
цилиндрических калибров.
Крепление обкладки к металлу проверя-
ется ультразвуковым дефектоскопом. Датчик
прибора скользит по наружной поверхности
статора вдоль его образующей в двух диамет-
рально противоположных плоскостях. При
наличии отслоения резины на экране осцил-
лографа дефектоскопа появляется характер-
ный всплеск. Если такой дефект не носит ло-
кального характера, статор отбраковывается.
Определение энергетических
характеристик ВЗД
Важным показателем работоспособно-
сти и эксплуатационных свойств, а также
качества изготовления ВЗД является его
энергетическая характеристика. Парамет-
ры энергетической характеристики с неко-
торым приближением могут быть определе-
ны расчетным путем по известным форму-
лам. На практике энергетическую характе-
ристику ВЗД определяют опытным путем
при испытаниях на стендах.
В настоящее время испытательно-ис-
следовательская база НПО «Буровая техни-
ка» включает в себя ряд современных испы-
тательных стендов для испытания ВЗД, тур-
бобуров и другой продукции, (рис. 11.27).
Испытательные стенды оснащены со-
временными персональными компьютера-
ми. Программное обеспечение обеспечивает
надежную работу измерительной системы
стендов.
Рис. 11.27. Гидрокинематическая схема стенда
Электрические сигналы с датчиков ча-
стоты вращения (п), крутящего момента (М),
расхода рабочей жидкости (Q), а также дав-
ления (Р) через плату подключения поступа-
ют на плату АЦП. Сканеры каналов произво-
дят чтение сигналов, и полученные в резуль-
тате опросов данные поступают в специаль-
ный буфер для осреднения, затем на входы
преобразователей и далее в буфер преобра-
зованного сигнала (значения из указанного
буфера периодически отображаются на мо-
ниторе компьютера).
Стендовая характеристика винтового
двигателя снимается в виде зависимости ча-
стоты вращения (п) и перепада давления (Р)
от момента М при постоянном расходе жид-
кости Q.
На рис. 11.28 в качестве примера пока-
зана характеристика двигателя Д-106.
На основе полученных значений пара-
метров характеристики (экспериментальных
точек) осуществляется аппроксимация экс-
периментальных зависимостей n-М и Р-М:
n = n (М); Р = Р (М).
По аппроксимирующим зависимостям
вычисляются значения мощности (N), КПД
двигателя и параметры его работы на харак-
терных режимах, которые используются для
оценки качества двигателей. Для ВЗД разли-
чают следующие режимы работы:
- холостой ход (М - 0);
- оптимальный (рабочий режим) - КПД
= max;
- экстремальный (максимальный рабо-
чий режим) - N - max;
- тормозной режим (п = 0).
Для винтовых забойных двигателей не-
маловажное значение имеют “пусковые харак-
теристики”, то есть минимальный расход и
минимальное давление, при которых начина-
ется вращение двигателя. Для этой цели в
программном комплексе стендов имеется со-
ответствующий модуль, позволяющий полу-
чить запись всех параметров характеристик в
момент начала вращения выходного вала дви-
гателя и в предшествующий этому моменту от-
резок времени. Аналогичный программный
модуль существует и для снятия "пусковых ха-
рактеристик” винтового насоса, использова-
ние которого позволяет определить величину
крутящего момента при запуске насоса.
Для исследования динамических про-
цессов, связанных с работой винтовых гидро-
машин, создана программа “Кадр”, позволяю-
щая получать компьютерными средствами
осциллографические кадры изменения пара-
метров характеристик, например, запись
пульсаций давления и расхода жидкости, не-
равномерности вращения вала и т.п. Посколь-
ку информация о динамических процессах
получается в цифровом формате, это значи-
тельно упрощает и облегчает последующий её
анализ (гармонический и статистический).
Рис. 11.28. Характеристика ВЗД Д-106
(натяг = 0,15 мм при расходе Q = 10 л\с)
Пермский филиал ВНИИБТ является
единственным предприятием в России, в ко-
тором все без исключения ВЗД и рабочие па-
ры подвергаются стендовым приемо-сдаточ-
ным испытаниям.
Стопроцентный контроль выпускаемой
продукции помогает контролировать ста-
бильность технологических процессов и дает
обширный материал для научно-исследова-
тельских и опытно-конструкторских работ.
В процессе эксплуатации детали и узлы
ВЗД подвержены комплексу сложных механи-
ческих воздействий, что приводит к их посте-
пенному износу. Для восстановления работо-
способности двигателей необходимо проводить
их периодическую ревизию и ремонт с заменой
изношенных элементов. Операции по сборке и
разборке ВЗД в ремонтных цехах осуществля-
ются с использованием специального оборудо-
вания. Пермский филиал ВНИИБТ разработал
и освоил производство основных видов обору-
дования для ремонта ВЗД.
В результате комплекса опытно-конст-
рукторских и научно-исследовательских ра-
бот создан новый тип гидравлической ма-
шины - низкооборотный высокомоментный
забойный двигатель для бурения и ремонта
нефтяных и газовых скважин.
Разработан комплекс винтовых забой-
ных двигателей, освоена технология их изго-
товления и ремонта. Кроме того, освоено
крупносерийное производство ВЗД.
Внедрение в нефтяную и газовую про-
мышленность винтовых двигателей позво-
лило получать высокие механические скоро-
сти бурения и стойкость долота, существен-
но увеличить технико-экономические пока-
затели бурения.
Широкое внедрение ВЗД при бурении
нижних интервалов скважин, а особенно в
горизонтальном бурении, позволило решить
проблему ускорения научно-технического
прогресса бурения.
Разработка и исследование забойных
винтовых двигателей с многозаходными ра-
бочими органами является новым словом в
отечественном и мировом гидромашиност-
роении и обеспечивает приоритет России в
области техники и технологии бурения за-
бойными двигателями.
11.3. ЭЛЕКТРОБУРЫ
Электробур - это забойный агрегат эле-
ктродвигателя, предназначенный для буре-
Рис. 11.29. Схема электробуровой установки:
1 - долото; 2 - электробур; 3 - бурильная тру-
ба; 4 - кабель внутри бурильной трубы; 5 -
ротор; 6 - кнопочный пульт; 7 - ведущая тру-
ба с кабелем внутри; 8 - токоприемник; 9 -
кабель наружный; 10 - буровой шланг; 11 -
вертлюг; 12 - лебедка; 13 - автоматический
регулятор подачи; 14 - распределительное
устройство высокого напряжения; 15 -
трансформатор для питания электробура; 16
- станция управления электробуром
ния нефтяных, газовых и другого назначе-
ния скважин.
Впервые конструкция электробура, на-
шедшая промышленное применение, была со-
здана в Советском Союзе в 1937 - 1940 гг. ин-
женерами А.П.Островским, Н.В.Александро-
вым, Н.Г.Григоряном, А.Л.Ильским, Ф.Н.Фо-
менко и другими. Научно-исследовательские
и опытно-конструкторские работы по совер-
шенствованию комплекса оборудования и
технологий для электробурения проводились
под общим руководством ВНИИБТ совместно
с Харьковским электромеханическим заво-
дом, Всесоюзным электротехническим инсти-
тутом, НИИ кабельной промышленности и
специализированными конторами электробу-
рения на Украине, в Куйбышевской области,
Туркмении, Азербайджане и Башкирии.
Механическое наземное оборудование
буровой для электробурения не отличается
от применяемого при роторном и турбинном
способах бурения. Типовая схема буровой
для бурения электробурения приведена на
рис. 11.29.
В то же время специфика работы с по-
гружными электродвигателями выдвигает
ряд дополнительных требований к схеме пи-
тания - необходимо координировать посто-
янное напряжение на зажимах двигателя
электробура вне зависимости от глубины бу-
рения, т.е. длины питающего кабеля.
Это достигается размещением между
сетью и двигателем электробура устройств
для регулирования напряжения - распреде-
лительного устройства высокого напряже-
ния 14 и трансформатора, через который
питается электробур 15. Для управления и
защиты электробура используется станция
управления электробуром 16, которая обес-
печивает проведение следующих операций:
- пуск и остановку электробура;
- мгновенную защиту при коротком за-
мыкании в цепи электродвигателя электро-
бура и токоподвода, с выдержкой времени
при перегрузках и заклинивании долота;
- измерение мощности, забираемой
электробуром и токоподводом, силы тока,
линейного напряжения в главной цепи, со-
противления изоляции токоведущих частей
электробура;
- сигнализацию, указывающую на
включение или отключение электробура и
какой вид защиты отключил электробур.
Для бурения электробурами применя-
ют установки «Уралмаш 4Э» или «Уралмаш
6Э» и следующие устройства и оборудова-
ние: электробур 2, токоподвод внутри бу-
рильных труб 3,4, токоприёмник 8, автома-
тический регулятор подачи 13 и устройство
для контроля за изоляцией.
Электробур с долотом спускается в
скважину на бурильных трубах, через кото-
рые прокачивается промывочная жидкость.
Электроэнергия к электробуру подводится
по кабелю, вмонтированному в бурильные
трубы. В токоприёмнике кабель вводится
внутрь бурильных труб. Наличие в токопри-
ёмнике скользящих контактов позволяет
проворачивать колонну в процессе бурения
или вращать ведущую трубу при наращива-
нии. Кабель вмонтирован в бурильные тру-
бы обрезками, которые при свинчивании
труб соединяются специальными контакт-
ными муфтами, укреплёнными в бурильных
замках. Процесс бурения осуществляется с
применением автоматического регулятора
подачи долота, который плавно подаёт доло-
то на забой, замедляет или ускоряет подачу в
зависимости от загрузки двигателя и бури-
мости породы.
Конструкция современного электробу-
ра состоит из двигателя и привинчиваемого
к нему шпинделя.
Для бурения наклонно направленных и
горизонтальных скважин применяют меха-
низмы искривления, с помощью которых в ме-
сте присоединения шпинделя к двигателю эле-
ктробур искривляется на 1°, 1°30’, 2°, 2°30’.
Механизм искривления выполнен в ви-
де отдельного узла, который монтируется
между шпинделем и двигателем.
Для контроля за траекторией ствола
скважины применяется телеметрическая
система СТЭ, сведения об угле и азимуте
ствола скважины, положении отклонителя и
забойной осевой нагрузке.
Для уменьшения скорости вращения
долота и повышения вращающего момента
применяют редукторы-вставки, которые так
же, как и механизмы искривления, монтиру-
ются между двигателем и шпинделем.
Для отбора керна используется при-
ставка с бурильной коронкой, которая при-
соединяется к валу электробура.
Электробур состоит из асинхронного
наполненного маслом двигателя с коротко-
замкнутым ротором и наполненного маслом
шпинделя с упорными и радиальными под-
шипниками. Конструкция электробура при-
ведена на рис. 11.30.
Вращательный момент двигателя пере-
даётся на вал шпинделя через зубчатую
муфту 24. Основными частями двигателя
являются статор и ротор. В корзине статора
13 запрессованы 11-13 пакетов 12 из магни-
топроводных листов. Между ними располо-
жены короткие пакеты 14 из немагнитопро-
водного материала.
Рис. 11.30. Конструкция электробура:
1 - кабельный ввод; 2 - переводник под эле-
ватор; 3 - резиновая диафрагма компенсато-
ра двигателя; 4 - поршень компенсатора;
5 - пружина; 6 - цилиндр компенсатора;
7 - верхний соединительный корпус статора
двигателя; 8 - верхний сальник двигателя;
9 - верхний клапан двигателя; 10 - верхняя
лобовая часть обмотки статора; 11 - вал дви-
гателя; 12 - пакет магнитопроводной стали
статора; 13 - корпус статора; 14 - промежу-
точный пакет статора из немагнитопровод-
ного материала; 15 - промежуточный под-
шипник двигателя; 16 - секция ротора двига-
теля, 17 - нижняя лобовая часть обмотки ста-
тора; 18 - нижний подшипник двигателя;
19 - нижний сальник двигателя; 20- клапан;
21 - нижний соединительный корпус статора;
22 - корпус шпинделя; 23 - втулка; 24 - зубча-
тая муфта; 25 - клапан: 26 - верхний ради-
альный подшипник; 27 - упорный подшипник;
28 - наружная обойма распределителя осе-
вой нагрузки; 29 - внутренняя обойма рас-
пределителя осевой нагрузки: 30 - поршень
компенсатора шпинделя; 31 - пружина ком-
пенсатора; 32 - нижний радиальный подшип-
ник; 33 - пробка; 34 - сальник шпинделя;
35 - аал шпинделя; 36 - переводник на долото
Ротор двигателя состоит из секций с ко-
роткозамкнутыми клетками 16, которые вы-
полнены путём заливки алюминия в пазы
магнито проводных листов. Секции насаже-
ны на полый вал 11 и предохранены от про-
ворота шпонками. Буровой раствор, проходя
через отверстие в валу, поглощает значи-
тельную часть тепла ротора. Верхний и ниж-
ний концы валов герметизируют торцовые
сальники 8 и 19.
В верхней части электробур заканчива-
ется головкой и шейкой под элеватор. В голо-
вке расположен компенсатор, в котором со-
держится запас масла для компенсации уте-
чек через уплотнения и создания избыточ-
ного давления в полости двигателя. Избы-
точное давление создаётся пружиной 5, дей-
ствующей на поршень 4.
В ниппеле переводника под элеватор
размещён контактный стержень кабельного
ввода 1.
Рис. 11.31. Редуктор-вставка:
1 - соединительная муфта; 2 - верхний саль-
ник; 3 - компенсатор;4 - входной вал редук-
тора; 5 - водило; 6 - неподвижная шестерня;
7 - нижний сальник; 8 - ведомый вал; 9 - со-
единительная муфта
Рис. 11.32. Токоприемник электробура
Для снижения скорости вращения вала
электробура и повышения вращающего мо-
мента применяются редукторы-вставки, ус-
танавливаемые между двигателем и шпин-
делем (рис. 11.31). Редуктор-вставка присое-
диняется с помощью корпусных конических
резьб. Входной вал редуктора 4 присоединя-
ется к валу двигателя с помощью соедини-
тельной зубчатой муфты 1, а ведомый вы-
ходной вал 8 с помощью такой же муфты 9 -
к валу шпинделя.
Валы редуктора 8 и 4 вращаются с раз-
личной скоростью, герметизируются между
собой торцовыми уплотнениями 2.
В верхней части со стороны двигателя
редуктор-вставка не имеет уплотнений. В
нижней части со стороны шпинделя редук-
тор-вставка герметизируется торцовым уп-
лотнением 7.
Токоприемник предназначен для ввода
кабеля внутрь бурильной колонны и созда-
ния непрерывной электрической цепи. Мон-
тируется непосредственно под вертлюгом.
Корпус токоприемника предохраняется от
проворачивания с помощью двух специаль-
ных трубок, укрепляемых на корпусах верт-
люга и токоприемника.
Токоприемник (рис. 11.32) состоит из
полого ствола 1 со смонтированньми на нем
токоприемными контактными кольцами 2 и
кабельным вводом 4, корпуса 3 с токоподво-
дящим устройством, осуществляющим при
помощи щёток 6 непрерывный контакт с кон-
тактными кольцами. Последние установлены
на изоляторах. К двум контактным кольцам
присоединяют концы двух проводов кабель-
ного ввода. Третье кольцо заземляется на
ствол токоприёмника. Подключение токопри-
ёмника к питающей линии осуществляется
трёхжильным кабелем 5 в зажимной коробке.
Кабельный ввод имеет уплотнение в бо-
ковом отверстием ствола. Другие концы про-
водов кабельного ввода припаяны к шинам
двухконтактной кабельной муфты, смонти-
рованной в центральном отверстии ствола
токоприёмника. При навинчивании токо-
приёмника на ведущую (квадратную) трубу
контактная муфта соединяется с контакт-
ным стержнем, смонтированным в ниппеле
ведущей трубы.
Значительные возможности заложены
в системе электробурения постоянного тока.
Эта система позволяет применить более на-
дежный и компактный однопроводный токо-
провод, дающий возможность значительно
уменьшить гидравлические потери в бу-
рильных трубах и спускать в случае необхо-
димости аварийный инструмент. Кроме то-
го, в электробурах постоянного тока можно в
широком диапазоне осуществлять плавное
регулирование частоты вращения долота,
он имеет более высокую перегрузочную спо-
собность по сравнению с электробуром пере-
менного тока, что дает возможность увели-
чить полезную мощность двигателя.
Важнейшим элементом системы теле-
метрического контроля забойных парамет-
ров в процессе бурения является канал связи
с поверхностью. Наличие такого канала в
виде кабеля внутри бурильных труб для пи-
тания электробура в значительной мере спо-
собствовало тому, что телеметрическая сис-
тема измерения геометрических забойных
параметров, а затем и геофизических была
осуществлена прежде всего в электробуре-
нии. Телеметрическая для электробурения
СТЭ была создана в 1966-1968 гг. Начиная с
1968 г., впервые в мировой практике она
стала использоваться при бурении наклон-
ных скважин в Башкирии, а затем и в других
районах СССР.
СТЭ предназначены для непрерывного
измерения в процессе бурения геометричес-
ких параметров траектории скважины (зе-
нитного угла и азимута) и положения откло-
нителя. СТЭ состоит из погружной (глубин-
ной) и наземной аппаратуры. Погружная
часть, представленная устройством глубин-
ным измерительным (УТИ), содержит ком-
плект измерительных датчиков и электрон-
ной аппаратуры, который формирует элект-
рический сигнал, содержащий информацию
об измеряемых забойных параметрах. На-
земная часть укомплектована приемным
пультом (ПН) для регистрации и визуального
контроля глубинных параметров и присоеди-
нительным фильтром (ФП) для подключения
ПН к токопроводу электробура и отделения
частоты силовой частоты (50 ГЦ) от частоты
системы. УТИ помещено в отдельную диамаг-
нитную трубу, которая устанавливается не-
посредственно над электробуром. Каналом
связи служит токопровод электробура.
С помощью телесистем замеряются зе-
нитные углы до 110°, азимут скважины и
угол установки отклонителя в пределах 360°.
Относительная погрешность измерения - не
более 2,5 %.
В ПН СТЭ предусмотрен выход для
включения стандартных приборов для запи-
си измеряемых параметров, а также блока
выносных приборов, устанавливаемых у по-
ста бурильщика.
Электробур выступает в качестве очень
чувствительного датчика забойного процес-
са, реагирующего на все изменения и откло-
нения при бурении, что позволяет оператив-
но осуществлять процесс управления. Эта
особенность электробурения дает предпо-
сылки для решения задачи по автоматиза-
ции процесса бурения.
В начале 70-х годов СССР стал единст-
венной страной в мире, где использовались
в промышленных масштабах три способа
бурения - роторный, бурение гидравличес-
кими забойными двигателями и электробу-
ром. В связи с этим одной из важных задач
развития технологии бурения скважин яв-
лялось определение рациональных областей
применения каждого из этих способов. Фун-
даментальные исследовательские работы,
проводившиеся ВНИИБТ при проводке ис-
следовательских опорно -технологических
скважин, со всей очевидностью показали,
что наличие на вооружении буровых пред-
приятий страны трех способов бурения яв-
ляется положительным фактором. Задача
заключается в том, чтобы каждый из спосо-
бов был использован с максимальной реали-
зацией его потенциальных возможностей в
тех условиях, где это целесообразно. На ос-
нове анализа и обобщения опыта бурения
большого количества опорно-технологичес-
ких скважин ВНИИБТ были сформулирова-
ны и опубликованы рациональные области
применения трех способов бурения. Крите-
рием выбора являлась частота вращения
долота, которая, как показало исследова-
ние, должна постепенно снижаться по мере
увеличения глубины скважины. В связи с
этим даже при бурении одной глубокой
скважины становится целесообразным со-
четание нескольких способов бурения, не
говоря уже о бурении в различных районах,
где условия бурения изменяются в большом
диапазоне. Кроме того, принимались во
внимание и другие критерии выбора спосо-
ба бурения, как то: профиль скважины, за-
бойная температура, вид циркулирующего
агента.
Следует также отметить, что примене-
ние для электробурения целесообразно для
строительства нефтяных и газовых скважин
в сложных горно-геологических условиях,
когда необходимо применять для выноса вы-
буренной породы газ, пену и утяжеленные
растворы плотностью выше 2000-2500
кг/м1.
Преимущество, связанное с возможнос-
тью управления процессом бурения, получи-
ло признание в мире только в 80-х годах. Осо-
бенно значительным оно стало в последнем
десятилетии в связи с широким развитием
горизонтального бурения. Причем наиболь-
ший прогресс следует ожидать при бурении
боковых (в т.ч. горизонтальных) стволов из
обсаженных бездействующих или малоде-
битных скважин на старых месторождениях,
а также при бурении на морских акваториях.
Электробурение обеспечивает возмож-
ность применения энергосберегающих тех-
нологий, значительную экономию материа-
лов при проводке скважин. Применение эле-
ктробура позволяет значительно снизить за-
грязнение окружающей среды и лучше со-
хранить коллекторские свойства продуктив-
ного пласта, что дает возможность умень-
шить сроки освоения скважин.
Благодаря своим особенностям элект-
робурение может найти широкое эффектив-
ное применение также в угольной и горно-
рудной промышленности, в метростроении,
в прокладке водонефтегазоносных магист-
ралей в горных местностях и под реками,
при строительстве переходов под строения-
ми и в других отраслях народного хозяйства
для разнообразных целей.
Литература
1. Баршай Г.С., Буяновский Н.И. Теория
и практика турбинного бурения. -М.: Гостоп-
техиздат, 1961.
2. Гусман М.Т.. Любимов Б.Г., Никитин
Г.М. и др. Расчет, конструирование и эксплу-
атация турбобуров. -М., 1976.
3. Касьянов В.М. Турбобуры. -М.: ГЬс-
топтехиздат, 1959.
4. Касьянов В.М. Гйдромашипы и ком-
прессоры. -М.: Недра, 1970.
5. Новые направления развития тур-
бинного бурения: Труды ВНИИБТ, вып. XLII/
Подред. Иоаннесяна Р.А. -М., 1977.
6. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д, Гное-
вых А.Н. Винтовые забойные двигатели -М.:
Недра, 1999. -384 с.
7. Балденко Д.Ф., Бобров М.Г., Коротаев
Ю.А. Отечественные винтовые забойные
двигатели: вчера, сегодня, завтра. - М.: Буре-
ние. -2001 -№3. -С. 12 - 16.
8. Гусман М.Т., Балденко Д.Ф., Кочнев
А.М., Никомаров С.С. Забойные винтовые
двигатели для бурения скважин. - М.: Недра.
1981. -231 С.
9. Цепков А.В., КоротаевЮ.А. Новое за-
цепление в гидравлических винтовых двига-
телях и насосах// Строительство нефтяных
и газовых скважин на суше и на море. -М.:
1997. - №3-4. - С. 40-41.
10. Абызбаев Б.И., Байбаков Н.К. и др.
Доклад на ежегодной конференции Общест-
ва инженеров-нефтяников. - Сан-Антонио,
США, 6-8 октября 1997 г.
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
Бурильная колонна является связую-
щим звеном между породоразрушающим ин-
струментом (долотом), находящимся на забое
скважины, и наземным оборудованием.
Бурильная колонна (БК) предназначена:
для передачи энергии (механической, гидрав-
лической, электрической) к долоту, обеспече-
ния подачи к забою и циркуляции бурового
раствора, создания необходимой осевой на-
грузки на долото, восприятия реактивного мо-
мента долота и забойного двигателя. БК пред-
ставляет собой систему последовательно со-
единенных звеньев (элементов в виде трубных
деталей), выполняющих одинаковые функции.
Типовая компоновка бурильной колон-
ны состоит из следующих основных элемен-
тов: ведущая труба, бурильные трубы с зам-
ками, переводники, утяжеленные буриль-
ные трубы, долото (рис. 12.1).
Ведущая труба квадратного сечения
(или в виде шестигранника) устанавливает-
ся в верхней части БК. В роторном бурении
она служит для передачи вращения от при-
вода к бурильным трубам, а при турбинном
бурении или бурении электробуром - для пе-
редачи реактивного момента от забойного
двигателя к ротору, а также, в необходимых
случаях, для передачи вращения БК.
Бурильные трубы с замками (приварен-
ными или навинченными) являются средним
звеном и составляют основную часть БК.
Они устанавливаются ниже ведущей трубы и
служат для передачи вращения долоту (при
роторном бурении) и для подачи бурового
раствора к забою скважины.
Переводники предназначены для со-
единения элементов БК, имеющих различ-
ный типоразмер резьбы, а также для присо-
единения к бурильной колонне подсобных и
ловильных инструментов.
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ), ус-
танавливаемые непосредственно над долотом
или турбобуром (электробуром), служат для со-
здания заданной осевой нагрузки на породо-
разрушающий инструмент и обеспечения же-
сткости и устойчивости нижней части БК.
Все элементы БК соединяются между со-
бой с помощью замковой резьбы (по ГОСТ
28487-90), имеющей треугольный профиль,
крупный шаг (5,08 или 6,35 мм) и конусность (1:4
или 1:6), а также упорные поверхности: упорный
уступ ниппеля и упорный торец муфты.
Рис. 12.1. Типовая компоновка бурильной колонны:
1 - вертлюг; 2, 5, 8, 11, 14, 17, 20, 25 - муфта замко-
вого соединения; 3, 7, 10, 13, 16, 19, 22, 26 - ниппель
замкового соединения; 4 - переводник вертлюга;
6 - клапан рабочей трубы; 9 - ведущая труба;
12 - клапан или предохранительный переводник ве-
дущей трубы; 15 - бурильная труба; 18 - переводник;
21 - утяжеленная бурильная труба; 23 - муфта;
24 - переводник долота; 27 - долото
12.1. Бурильные трубы
Бурильные трубы и соединительные
муфты к ним изготовляются следующих раз-
меров (условный наружный диаметр): 60, 73,
89, 102, 114, 127, 140 и 168 мм с толщиной
стенок от 7 до 11 мм. Существует несколько
разновидностей бурильных труб, различаю-
щихся по конструктивному исполнению.
1. Трубы бурильные сборной конструк-
ции с навинченными замками. Трубы этой
конструкции изготавливаются двух видов: с
высаженными внутрь концами и с высажен-
ными наружу концами. Трубы всех типов из-
готовляются длиной 6;8 и 11,5м- при услов-
ном диаметре труб 60 - 102 мм; 11,5 м- при
Механические свойства стали
условном диаметре труб 114-168 мм. Для из-
готовления бурильных труб и соединитель-
ных муфт к ним применяется сталь групп
прочности Д, К, Е, Л, М, Р и Т (табл. 12.1).
Широко распространены бурильные
трубы с высаженными внутрь концами. Эти
трубы имеют большую толщину высаженного
Таблица 12.1
Показатель Группы прочности стали
Д К Е Л М Р Т
Временное сопротивление разрыву, МПа, не менее 637 687 735 784 882 980 1078
Предел текучести, МПа, не менее 373 490 539 637 735 882 980
Примечание. Трубы групп прочности Р и Т изготовляются по соглашению изготовителя с потребителем.
Параметры бурильных труб
Таблица 12.2
Условный диаметр трубы, мм Труба Муфта
наружный диаметр, мм толщина стенки, мм внутрен- ний диаметр, мм масса 1 м гладкой трубы, кг увеличение массы одной трубы вследствие высадки обоих концов, кг наруж- ный диа- метр, мм длина мм масса, кг
Трубы с высаженными внутрь концами
60 60,3 7 9 46,3 42,3 9,15 11,3 1,5 80 140 2,7
73 73 7 9 11 59,0 55,0 51,0 11,4 14,2 16,8 2,0 95 166 4,2
89 89 7 9 11 75,0 71,0 67,0 14,2 17,8 21,2 3,2 108 166 4,4
102 101,6 7 8 9 10 87,6 85,6 83,6 81,6 16,4 18,5 20,4 22,4 5,0 127 184 7,0
114 114,3 7 8 9 10 11 100,3 98,3 96,3 94,3 92,3 18,5 20,9 23,3 25,7 28,0 6,0 140 204 9,0
127 127 7 8 9 10 113,0 111,0 109,0 107,0 20,7 23,5 26,2 28,9 6,5 152 204 10,0
140 139,7 8 9 10 11 123,7 121,7 119,7 117,7 26,0 29,0 32,0 35,0 7,5 171 215 14,0
168 168,3 9 10 150,3 148,3 35,3 39,0 9,5 197 229 16,7
Трубы с высаженными наружу концами
60 60,3 7 9 46,3 42,3 9,15 11,3 1,5 86 140 2,7
73 73 7 9 11 59,0 55,0 51,0 11,4 14,2 16,8 2,5 105 165 4,7
89 89 7 9 11 75,0 71,0 67,0 14,2 17,8 21,2 3,5 118 165 5,2
102 101,6 8 9 10 85,6 83,6 81,6 18,5 20,4 22,4 4,5 140 204 9,0
114 114,3 8 9 10 11 98,3 96,3 94,3 92,3 20,9 23,3 25,7 28,0 5,0 152 204 11,0
140 139,7 8 9 10 11 123,7 121,7 119,7 117,0 26,0 29,0 32,0 35,0 7,0 185 215 15,0
конца, чем тело трубы, и меньшее проходное
сечение, в результате чего увеличивается
гидравлическое сопротивление прокачивае-
мому раствору. Трубы с высаженными наружу
концами обладают большей прочностью вы-
саженной части, чем трубы с внутрь высажен-
ными концами. Внутреннее сечение этих труб
не имеет «переходов» в замках, благодаря чему
сопротивление прокачиваемой жидкости зна-
чительно меньше, чем в трубах с высаженны-
ми внутрь концами. Основные характеристи-
ки труб этой разновидности даны в табл. 12.2.
2. Трубы бурильные с высаженными
внутрь и наружу концами и коническими
стабилизирующими поясками (ГОСТ 631-
75). В практике бурения их называют соот-
ветственно ТБВК, ТБНК. Иногда у стандарт-
ных бурильных труб вследствие безупорного
резьбового соединения замка с трубой про-
исходят усталостные поломки высаженных
концов бурильных труб, особенно при ротор-
ном способе проводки скважин. В буриль-
ных трубах со стабилизирующими поясками
достигается плотное сопряжение замка с
трубой, навинчиваемого в горячем состоя-
нии. Трубы бурильные со стабилизирующи-
ми поясками позволяют повысить предел
выносливости (по сравнению со стандарт-
ными трубами) приблизительно на 40 %.
3. Трубы бурильные с приваренными
соединительными концами. Отличительная
особенность этих труб - замена резьбы свар-
кой в месте соединения замка с трубой. Тру-
бы между собой соединяются крупной кони-
ческой замковой резьбой. Трубы этой конст-
рукции могут быть следующих трёх типов [ 1 ]:
ПК - трубы бурильные с приваренными со-
единительными концами к трубной заготов-
ке, имеющей комбинированную высадку вы-
саженных концов; ПН и ПВ - соответственно
трубы бурильные с приваренными соедини-
тельными концами к трубной заготовке с вы-
саженными наружу и внутрь концами.
Для предохранения от коррозии наруж-
ную поверхность каждой трубы и муфты ок-
рашивают. На каждой трубе на расстоянии
0,4 - 0,8 м от конца выбито клеймо, указыва-
ющее следующие данные: марку стали, по-
рядковый номер трубы, номер плавки, месяц
и год выпуска, наружный диаметр трубы (в
дюймах), толщину стенки (в миллиметрах),
наименование или товарный знак завода-
изготовителя, клеймо ОТК. Рядом с клеймом
эти же данные нанесены светлой краской.
Трубы с левой резьбой имеют посередине
широкий поясок, нанесённый светлой крас-
кой с надписью «левая». Резьба труб и муфт
должна быть предохранена защитными кол-
паками и кольцами от повреждения.
Замки бурильньгх труб предназнача-
ются для соединения в колонну бурильных
труб. Они состоят из двух деталей: ниппеля с
наружной замковой резьбой и муфты с внут-
ренней замковой резьбой. С помощью таких
резьб указанные детали соединяются между
собой. Для соединения с бурильными труба-
ми на замковых деталях нарезана трубная
резьба. Для цельнозамковых сварных труб
замок вместо трубной резьбы имеет хвосто-
вик, привариваемый к трубе.
В табл. 12.3 приведены типы свинчивае-
мых бурильных замков. Основные характерис-
тики замков типа ЗН, ЗШ и ЗУ даны в табл. 12.4.
Обозначение бурильного замка и об-
ласть применения.
ЗН замок с нормальным проходным от-
верстием используется для соединения труб
с высаженными внутрь концами. ЗШ замок
с широким проходным отверстием использу-
ется для соединения труб с высаженными
внутрь и наружу концами. ЗУ замок с увели-
ченным проходным отверстием. ЗШК замок
с широким проходным отверстием и с кони-
ческой расточкой используется для соедине-
ния труб с высаженными внутрь концами с
коническими стабилизирующими пояска-
ми. ЗУК замок с увеличенным проходным
отверстием с конической расточкой исполь-
зуется для соединения труб с высаженными
внутрь и наружу концами с коническими
стабилизирующими поясками.
Таблица 12.3
Замки бурильных труб
Тип бурильного замка Наимено- вание Область применения
зн Замок с нормальным проходным отверстием Для соединения труб с высаженными внутрь концами
ЗШ Замок с широким проходным отверстием Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами
ЗУ Замок с увеличенным проходным отверстием
ЗШК Замок с широким проходным отверстием с конической расточкой Для соединения труб с высаженными внутрь концами с коническими стабилизирующими поясками
ЗУК Замок с увеличенным проходным отверстием с конической расточкой Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу кон- цами с коническими стабилизирующими поясками
Основную часть бурильной колонны
составляют бурильные трубы, выпускаемые
по ГОСТ Р 50278-92 [1], сваренные с буриль-
ным замком (ГОСТ 27834-88) [2].
Стандартом [ 1 ] предусмотрено изготов-
ление бурильных труб с тремя типами выса-
женных концов:
ПВ - с внутренней высадкой:
ПН - с наружной высадкой:
ПК - с комбинированной высадкой.
Конструкция бурильных труб с прива-
ренными с помощью сварки трением замка-
ми представлена на рис. 12.2. В зависимости
от заказа бурильные трубы должны изготав-
ливаться с замками, имеющими прямоуголь-
ный или конический заплечик под элеватор.
Замковая резьба может быть правой или ле-
вой. В последнем случае на замке трубы дела-
ется опознавательный поясок (см. рис. 12.2).
Сортамент бурильных труб с приваренными
замками [1] представлен в табл. 12.5.
Для материала бурильных труб предусмо-
трено 6 групп прочности: Д, Е, Л, М, Р иТ. Меха-
нические свойства стали трубы после термиче-
ской обработки приведены в табл. 12.6, при
этом марка стали не регламентируется.
А (тип Пв)
А (тип ЛК) А (тип ЛИ)
Рис. 12.2. Трубы бурильные с приваренными
замками по ГОСТ Р 50278-92:
Г - опознавательный поясок для замков с ле-
вой резьбой
Бурильный замок, привариваемый к
бурильной трубе, изготавливается из стали
40ХМФА (ГОСТ 4543-71) с механическими
свойствами после термообработки, приве-
денными ниже [2]:
Временное сопротивление о„,
МПа (кгс/мм2), не менее.........981(100)
Предел текучести стт,
МПа (кгс/мм2), не менее.........832(85)
Относительное удлинение 8 ,. %,
не менее.............................13
Относительное сужение, \у, %,
не менее.............................50
Ударная вязкость KCV,
кДж/м2 (кгс-м/см2), не менее . . .589(6)
или KCU,
кДж/м2 (кгс-м/см2), не менее . . .883(9)
Твердость по Бринеллю,
НВ........................300...355
Для труб предусмотрены три группы
длин, которые должны оговариваться в зака-
зе. В первую группу входят трубы, диамет-
ром до 73 мм включительно длиной от 5,9 до
6,3 м. Вторая группа длин от 8,0 до 8,6 м и
третья - от 11,9 до 12,5м распространяется
на все диаметры труб.
Пример условного обозначения бу-
рильной трубы с внутренней высадкой, ус-
ловным диаметром 102 мм, толщиной стен-
ки 8,4 мм из стали группы прочности Д и
2-й группы длин:
Труба ПВ 102x8 Д 2 ГОСТ Р 50278-92.
Отечественными изготовителями бу-
рильных труб с приваренными замками явля-
ются ОАО «Таганрогский металлургический
завод», Синарский трубный завод и другие. До
начала выпуска в нашей стране сварных бу-
рильных труб [ 1] изготавливались трубы сбор-
ной конструкции с навинченными замками
|3]. Стандартом [4] предусматривалось изго-
товление бурильных труб двух типов: с выса-
женными внутрь или наружу концами, а так-
же с высаженными наружу и внутрь концами
и коническим стабилизирующим пояском с
условным диаметром от 60 до 168 мм и групп
прочности, представленных в табл. 12.5.
Соединение замка с трубой предусмот-
рено как с помощью треугольной резьбы, так
и с помощью резьбы с трапецеидальным
профилем и коническим стабилизирующим
пояском. Последний вариант более предпо-
чтителен, т. к. обладает повышенным сопро-
тивлением усталости резьбового соедине-
ния. Однако указанная сборная конструк-
ция труб считается морально устаревшей.
В настоящее время широкое распростра-
нение получило бурение с помощью легкос-
плавных бурильных труб (ЛБТ), изготавлива-
емых из алюминиевых сплавов методом горя-
чего прессования. Кратное снижение веса ко-
лонны ЛБТ в сочетании с относительно высо-
кими прочностными характеристиками совре-
менных легкосплавных материалов позволяет
производить строительство скважин в широ-
ком диапазоне глубин, разнообразных геолого-
технических и климатических условиях.
Конструктивно ЛБТ подразделяются по
форме сечения трубы на две группы [5]:
ТБ - с внутренними концевыми утол-
щениями (законцовками);
Таблица 12.4
Параметры замков бурильных труб
Типо- размер замка Обозна- чение замковой резьбы Наружный диаметр ниппеля и муфты О Ниппель Муфта
внутрен- ний диаметр общая длина Ц, L внутрен- ний диаметр Ом общая длинаL„
ЗН-80 3-66 80 25 240 70 36 240
ЗН-95 3-76 95 32 260 88 45 260
ЗН-108 3-88 108 38 275 96 58 275
3H-113 3-88 113 38 275 96 58 275
ЗН-140 3-117 140 58 305 108 78 305
ЗН-172 3-140 172 70 340 120 98 340
ЗН-197 3-152 197 89 365 127 122 365
ЗШ-108 3-86 108 54 260 88 54 260
ЗШ-118 3-101 118 62 275 96 62 275
3LU-133 3-108 133 71 305 114 71 305
ЗШ-146 3-121 146 80 305 102 80 305
ЗШ-178 3-147 178 101 350 127 101 350
ЗШ-2ОЗ 3-171 203 127 365 127 127 365
ЗУ-86 3-73 86 44 241 76 44 241
ЗУ-146 3-121 146 82 311 114 82 311
ЗУ-155 3-133 155 95 335 114 105 320
ЗУ-185 3-161 185 120 335 127 132 340
Сортамент труб с приваренными замками
Таблица 12.5
Бурильная труба Замок Сварное соединение Расчет- ная масса 1 м гладкой трубы, кг Увеличение массы одной трубы, кг
Обозна- чение типо- размера Наруж- ный диа- метр, D, мм Тол- щина стенки S, мм Условное обозначение замка (ГОСТ 27831) Наруж ный диа- метр, О,, мм Резьбо- вое соеди- нение Диаметр под элеватор О1, мм -0,2-1,0 Внут- ренний диаметр cf,, мм +0,4-0,8 Радиус закруг- ления, Я, мм ±0,5 вследствие высадки обоих концов после механи- ческой обработки после при- варки замка
Трубы с внутренней высадкой - ПВ
ПВ 73x9 73,0 9,2 ЗП-95-32 95,2 3-73 76,2 31,8 4,8 14,46 1,58 22,/
ПВ 89x9 88,9 9,4 ЗП-108-44 108,0 3-86 92,1 44,5 4,8 18,34 2,36 29,5
ПВ 89x11 88?9 11,4 ЗП-108-41 108,0 3-86 92,1 41,3 4,8 21,79 2,13 30,3
ПВ 102x8 101,6 8,4 ЗП-1 33-71 133,4 3-108 106,4 71,4 6,4 19,27 1,82 39,3
Трубы с комбинированной высадкой - ПК
ПК 114x9 114,3 8,6 ЗП-159-83 158,8 3-132 119,1 82,6 6,1 22,32 3,37 59,8
ПК 114x11 114,3 10,9 ЗП-159-76 158,8 3-122 119,1 76,2 6,1 27,84 3,52 63,3
ПК 127x9 127,0 9,2 ЗП-162-95-2 161,9 3-133 130,2 95,3 6,1 26,70 3,29 53,2
ПК 127x9 127,0 9,2 ЗП-162-95-2 161,9 3-133 130,2 95,3 6,1 26,70 3,29 53,2
ПК 127x13 127,0 12,7 ЗП-162-89-2 161,9 3-133 130,2 88,9 6,1 35,80 3,00 57,0
ПК 140x9 139,7 9,2 ЗП-178-102 177,8 3-147 144,5 101,6 6,4 29,52 5,38 69,8
ПК 140x11 139,7 10,5 ЗП-178-102 177,8 3-147 144,5 101,6 6,4 33,57 4,69 69,8
Трубы с наружной высадкой - ПН
ПН 60x7 60,3 7,1 ЗП-86-44 85,7 3-73 65,1 44,5 4,8 9,33 0,67 14,4
ПН 73x9 73,0 9,2 ЗП-105-54 101,8 3-86 81,0 54,0 4,8 14,46 1,07 23,3
ПН 89x9 88,9 9 4 ЗП-121-68 120,7 3-102 98,4 68,3 4,8 18,34 1,72 32,5
ПН 89x11 88,9 11,4 ЗП-127-65 127,0 3-102 98,4 65,1 4,8 21,79 1,62 38,9
ПН 102x8 101,6 8,4 ЗП-152-83 152,1 3-122 114,3 82,6 6,1 19,27 2,66 53,3
ПН 114x9 114,3 8,6 ЗП-162-95-1 161,9 3-133 127,0 95,3 6,4 22,32 2,91 52,5
ПН 127x9 127,0 9,2 ЗП-178-102 177,8 3-147 144,5 101,6 6,4 26,7 8,76 69,8
ПН 114x11 114,3 10,9 ЗП-162-92 161,9 3-133 127,0 92,1 6,4 27,84 2,63 54,6
ПН 127x13 127,0 12,7 ЗП-178-02 177,8 3-147 144,5 101,6 6,4 35,80 8,37 69,8
Таблица 12.6
Механические свойства стали трубы после термической обработки
Наименование показателя Норма механических свойств из стали группы прочности, не менее
д Е Л М Р Т
Временное сопротивление,аа, МПа (кгс/мм2), не менее 655 (66.8) 689 (70,3) 724 (73,8) 792 (80,8) 999 (101.8) 1104 (1Ю)
Предел текучести,<5т, МПа (кгс/мм2), не менее 379 (38,7) 517 (52,7) 655 (66,8) 724 (73,8) 930 (94,9) 1035 (105,5)
Относительное удлинение, % о5, не менее 16 14 14 12 12 11,5
Относительное сужение,у, % 50 50 50 45 45 40
Ударная вязкость, KCV КДж/м2 (кгс-м/см2) 690 (7) 690 (7) 690 (7) 690 (7) 690 (7) -
ТБП - с внутренними концевыми утол-
щениями и протекторными утолщениями.
Трубные заготовки ЛБТ (рис. 12.3) вы-
пускаются длиной от 4,5 до 12 м, с наружным
диаметром от 54 до 170 мм и толщиной стен-
ки основного сечения от 7,5 до 17 мм. Мате-
риалом служит сплав Д16Т. Основные геоме-
трические параметры ЛБТ диаметром 114-
147 мм представлены в табл. 12.7
Таблица 12.7
Основные размеры трубных заготовок ЛБТ
диаметром 114-147мм
Наруж- ный диаметр, D, мм Толщина стенки концевого утолщения, S, мм Толщина стенки основ- ного сечения, SI, мм Длина концевого утолщения, мм
номин. пред, откл. ^2
114 15 +2,0 -1,0 10 1300 2500
129 9
17 +2,5 -1,5 11
15 +2,5 -1,0 9
147 17 +2,5 -1,5 11
20 13
22 +2,8 15
24 17
Рис. 12.3. Трубные заготовки легкосплавных
бурильных труб (ГОСТ 23786-79):
а) с внутренними концевыми утолщениями
(тип ТБ);
б) с внутренними концевыми и протекторны-
ми утолщениями (тип ТБП)
Механические свойства ЛБТ нормаль-
ной прочности представлены в табл. 12.8
Таблица 12.8
Механические свойства ЛБТ нормальной
прочности
Наружный диаметр, мм Механические свойства, не менее
времен- ное сопро- тивление, ои предел теку- чести, °0.2 относи- тельное удлинение, %
МПа (кгс/мм2)
От 54 до 120 Св. 120 392(40) 421(43) 255(26) 274(28) 12 10
Освоен выпуск ЛБТ из высокопрочного
алюминиевого сплава АК4-Т1 с пределом те-
кучести д=338 МПа.
ЛБТ комплектуются облегченными бу-
рильными замками серии ЗЛ. По сравнению с
замками, используемыми для стальных бу-
рильных труб, замки ЗЛ имеют уменьшенный
наружный диаметр, увеличенное проходное
сечение и укороченную замковую резьбу. За
счет этого примерно на 40 % снизилась ме-
таллоемкость замка и повысились технико-
экономические показатели его производства,
включая снижение потребления легирован-
ной стали 40ХН - материала замка.
Соединение ЗЛ с ЛБТ предусмотрено на
резьбе трапецеидального профиля с кониче-
ским стабилизирующим пояском, повышаю-
щим сопротивление усталости соединитель-
ного узла.
Таблица 12.9
Механические свойства ЛБТ повышенной
прочности
Наружный диаметр, мм Механические свойства, не менее
времен- ное сопротив- ление, ов предел текучести, °0.2 относи- тельное удлинение, %
МПа (кгс/мм2)
От 54 до 120 Св. 120 392(40) 421(43) 294(30) 30 10
Совершенствование технологии изготов-
ления и внедрение современных алюминие-
вых сплавов позволили освоить производство
ЛБТ беззамковой конструкции, в которой тру-
бы соединяются между собой с помощью зам-
ковой резьбы [6]. Технические характеристики
этих труб приведены в табл. 12.9.
Ведущие бурильные трубы
(ВБТ)
В верхней части бурильной колонны рас-
положены ведущие бурильные трубы (ВБТ).
ВБТ шестигранного сечения
Таблица 12.10
Условное обозна- чение Об- щая длина L, мм Рабочая часть Верхнее муфтовое соединение Нижнее ниппельное соединение Рас- четная масса, кг
рассто- яние между граня- ми Ь, мм диа- метр О, мм (диаго- наль сече- ния) внут- ренний диа- метр d, мм обозначение левой резьбы наружный диаметр d,., мм диаметр торид. di-, мм
стан- дарт. факуль- татив. стан- дарт- ный факуль- татив- ный стан- дарт- ный факуль- татив- ный обозна- чение резьбы наруж- ный диаметр d,., мм диа- метр торца, мм
ВБТ-89Ш 12190 69 100 44 3-152 3-117 197 146 186 135 3-86 108 103 630
ВБТ-108Ш 12190 108 121,6 57 3-152 3-117 197 146 186 135 3-102 121 116 850
ВБТ-133Ш 16460 133 150,0 80 3-152 - 197 - 186 - 3-133 155 150 1460
ВБТ-152Ш 16460 152 173,0 80 3-152 - 197 - 186 3-147 178 171 2090
ВБТ-89Ш 16460 152 173,0 80 3-152 197 - 186 - 3-149 178 171 2090
ВБТ квадратного сечения
Таблица 12.11
Условное обозна- чение обшая длина, L, мм Рабочая часть Верхнее муфтовое соединение Нижнее ниппельное соединение Расчет- пая масса, кг
рас- сто- яние между гра- нями Ь, мм диа- метр D, мм (диаго- наль сече- ния) внут- ренний диа- метр d, мм обозначение левой резьбы наружный диаметр dP, мм диаметр торна, d,., мм
стан- дарт. факуль- татив. стан- дарт- ный факуль- татив. стан- дарт- ный факуль- татив. обозна- чение резьбы наруж- ный диаметр бг,мм диам. торца, мм
вет-бзк 12190 63 82,6 32 3-152 3-117 197 146 186 135 3-73 86 83 420
ВБТ-76К 12190 76 98,4 44 3-152 3-117 197 146 186 135 3-86 108 103 520
ВБТ-89К 12190 89 112,7 57 3-152 3-117 197 146 186 135 3-102 121 116 630
ВБТ-108К 16460 108 139,7 71 3-152 - 197 186 - 3-122 152 146 1110
ВБГ-108К 16460 108 139,7 71 3-152 - 197 - 186 - 3-133 155 150 1120
ВБТ-133К 16460 133 171,4 80 3-152 197 186 - 3-147 178 171 1760
ВБГ-140К 16460 140 181,0 80 3-152 197 186 - 3-147 178 171 1840
BET-152К 16460 152 196,8 80 3-152 - 197 186 - 3-171 203 196 2480
Предусмотрено два типа исполнения
ВБТ (рис. 12.4):
- квадратного сечения;
- шестигранного сечения.
Основные технические характеристики
ВБТ представлены в табл. 12.Юи 12.11.
Условное обозначение ВБТ содержит: ти-
поразмер с указанием профиля сечения рабо-
чей части («К» или «Ш»), а также присоедини-
тельную замковую резьбу. Пример условного
обозначения ведущей бурильной трубы квад-
ратного сечения со стороной 89 мм, с верхней
замковой резьбой 3 - 152, а нижней -3 -86 (по
ГОСТ 28487-90): ВБК - 89К 3-152/3-86.
Рис. 12.4. Труба бурильная ведущая квадрат-
ного (а) и шестигранного (б) сечений
Таблица 12.12
Механические свойства стали ведущих бу-
рильных труб
Времен- ное сопро- тивле- ние, ав МПа Предел текучести, от, МПа Относи- тельное удлинение &,% Ударная вязкость, KCV, кДж/м2 Число твер- дости НВ
1000 760 13 600 285-341
ВБТ изготавливаются из хромоникеле-
молибденовой стали, имеющей после терми-
ческой обработки механические свойства,
приведенные в табл. 12.12.
Утяжеленные бурильные
трубы
В нижней части бурильной колонны
расположена секция, составленная из не-
скольких утяжеленных бурильных труб
(УБТ). Конструктивно УБТ представляет со-
бой толстостенную трубу с замковым соеди-
нением (по ГОСТ Р 50864-96) на концах тру-
бы в виде ниппеля и муфты. Птадкие и термо-
обработанные по всей длине УБТ со сверле-
ным отверстием и механической проточкой
по наружному диаметру, разработанные
ВНИИ буровой техники (ВНИИБТ), получили
название сбалансированных (УБТС). УБТС,
подвергнутые термообработке только по
концам трубы на длину 0,8... 1,2 м, имеют
шифр УБТС-2 [7,8,9].
УБТС должны изготавливаться из леги-
рованных сталей с механическими свойст-
вами, представленными в табл. 12.13 [6].
Таблица 12.13
Механические свойства стали утяжеленных бу-
рильных труб после термической обработки.
Номи- нальный диаметр D, мм Наименование па раметров
ов, МПа, не менее <тг, МПа, не менее 85, %, не менее НВ, не менее KCV, кДж/м2, не менее
До 175 Более 178 965,2 930,7 758,4 689,5 13 285 800
УБТС изготавливаются из качествен-
ных высоколегированных сталей (марки
38ХНЗМФА или 40ХН2МА) для обеспечения
высоких механических характеристик, обус-
ловленных тяжелыми условиями эксплуата-
ции этих труб.
УБТ поставляются по импорту и осваива-
ются отечественными производителями в со-
ответствии с Spec 7 API (Американского нефтя-
ного института). Данные нормы предусматри-
вают термообработку УБТ по всей длине труб
следующих типов (рис. 12.5 и рис .12.6):
А - гладкие без проточек;
Б - с проточками под элеватор и клино-
вой захват;
Л - с проточкой под элеватор;
Д/1 — квадратного сечения с наплавкой
твердым сплавом;
Е - со спиральными канавками;
ЕН - со спиральными канавками и про-
точками под элеватор и клиновой захват;
ЕЛ - со спиральными канавками, про-
точкой под элеватор.
УБТ изготавливаются из стали 45ХГМА
(по американскому стандарту, сталь ENSI
4145), обеспечивающей высокие механичес-
кие свойства.
Рис. 12.5. Трубы бурильные утяжелённые
термообработанные, круглого сечения:
а) тип А; б) тип Б; в) тип Л
Рис. 12.6 Трубы бурильные утяжеленные тер-
мообработанные, со спиральными канавками:
а) тип Е',б) тип ЕН , в) тип ЕЛ
Специальные виды УБТ (со спиральны-
ми канавками, квадратные и др.) предназна-
чены для тяжелых условий эксплуатации бу-
рильной колонны. УБТ со спиральными ка-
навками применяются при бурении глубо-
ких скважин для снижения вероятности
прихвата инструмента за счет уменьшения
площади контакта колонны УБТ со стенками
скважины. Спиральные канавки нарезают-
ся по всей длине УБТ, за исключением нип-
пельных и муфтовых концов трубы. УБТ ква-
дратного сечения применяются для стаби-
лизации долота при бурении пород, способ-
ствующих искривлению ствола скважины.
УБТ квадратного сечения могут иметь плос-
кие и желобчатые грани (рис. 12.7).
ноплабяо твердого сллоВа
Рис .12.7. Трубы бурильные утяжеленные
квадратного сечения, тип Д/1
Выпускаются немагнитные УБТ, кото-
рые применяют при бурении наклонно на-
правленных скважин с использованием ори-
ентирующих приборов, определяющих ази-
мут и направление забоя.
Некоторые виды УБТ имеют шейки для
захвата ловильным инструментом, ступен-
чатые проходные отверстия, выточки под
клиновой захват и другие элементы специ-
ального назначения. Уменьшение диаметра
концов УБТ, имеющих шейку под захват, поз-
воляет использовать замковое соединение
меньшего типоразмера, за счет чего дости-
гается снижение необходимого крутящего
момента свинчивания, обеспечивающего
оптимальные условия сборки.
Ступенчатое исполнение отверстия
УБТ имеет целью увеличение сопротивления
усталости и прочности ниппеля для малых и
средних значений диаметров УБТ при необ-
ходимости иметь как можно больший диа-
метр проходного канала для обеспечения
требуемой циркуляции рабочей жидкости.
Для повышения износостойкости на наруж-
ную поверхность УБТ наплавляются твер-
дые вставки из карбида вольфрама.
Специальные виды УБТ изготавлива-
ются исходя из расширения потребитель-
ских свойств УБТ основного исполнения.
В секции УБТ имеется связующий эле-
мент - замковое резьбовое соединение, кото-
рое в наибольшей степени подвержено устало-
стным разрушениям под действием комплекса
динамических нагрузок, возникающих при бу-
рении скважин. Это относится в основном к
роторному способу бурения, при котором во
время вращения бурильная колонна испыты-
вает значительные знакопеременные изгиба-
ющие нагрузки, величина которых зависит от
степени искривленности скважины. Для повы-
шения сопротивления усталости УБТ предус-
матриваются различные конструктивные и
технологические варианты исполнения. В ча-
стности, с этой целью замковые соединения
УБТ могут иметь зарезьбовые разгружающие
канавки (ЗРК) на ниппеле и муфте, а также
проточки наружной поверхности УБТ, распо-
ложенные на определенном расстоянии от
замкового соединения. Кроме этого, с помо-
щью специальных установок производится по-
верхностно - пластическое деформирование
(ППД) впадин резьбы и ЗРК.
В результате большого объема исследо-
ваний ВНИИБТ разработаны: оптимальная
конструкция ЗРК для всего ряда используе-
мых типоразмеров УБТ, практические реко-
мендации по рациональной эксплуатации
УБТ, установка для ППД резьбы и ЗРК, инди-
катор накопления усталостных поврежде-
ний (ИНУП) и другой научный материал.
Кроме этого ВНИИБТ разработаны ре-
комендации по повышению ресурса замко-
вых резьбовых соединений бурильных труб
при многократном свинчивании, определе-
на наработка резьбы при различных услови-
ях эксплуатации и влиянии технологических
факторов, включая качество смазки, массу
наращиваемой бурильной свечи и др. Ис-
пользование результатов исследований
ВНИИБТ может значительно повысить нара-
ботку колонны бурильных труб, а также в це-
лом улучшить качество выпускаемой отече-
ственной трубной продукции.
12.2. Непрерывная бурильная
колонна труб и шланго-
кабели для бурения
В последние годы высокими темпами
развивается новое направление в бурении
наклонно направленных и горизонтальных
скважин - технология с использованием не-
прерывной колонны гибких труб (КГТ).
Применение КГТ обусловлено расши-
рением задач и технологических процессов в
бурении, а также техническим совершенст-
вованием трубно-сварочного производства.
Зарубежный опыт (США, Канада) при-
менения КГТ, насчитывающий несколько де-
сятков лет, в основном относится к подземно-
му ремонту скважин (ПРС) и использованию
КГТ в качестве колонны насосно-компрессор-
ных труб (НКТ). При этом наблюдалось посте-
пенное увеличение максимального диаметра
используемых гибких труб: от 33 до 89 мм.
В настоящее время постоянно расши-
ряющаяся область использования КГТ охва-
тывает различные по назначению операции,
проводимые при бурении, освоении, эксплу-
атации и капитальном ремонте нефтяных и
газовых скважин.
Конструктивно КГТ представляет со-
бой сплошную одноразмерную металличес-
кую трубу, которая навивается на специаль-
ную катушку (барабан), смонтированную на
передвижной установке, имеющей меха-
низм подачи (транспортёр) гибкой трубы и
другие агрегаты, входящие в комплекс обо-
рудования, обеспечивающего управление и
проведение необходимых технологических
операций (рис. 12.8).
Структура комплекса оборудования для
бурения с использованием КГТ практически
воспроизводит структурную схему буровой
установки, однако элементы этого комплекса
могут выполняться по иным принципам.
Оборудование для спуска и подъёма
КГТ может состоять из двух блоков: катушки
с навитой трубой на отдельном прицепе,
монтажного устройства и механизма для по-
дачи труб - на другой передвижной платфор-
ме (тягаче). Для привода подачи использует-
ся ходовой двигатель с коробкой отбора
мощности. Станция управления, в зависи-
мости от сложности аппаратуры, может рас-
полагаться отдельно. По своему назначению
КГТ выполняет те же функции, что и буриль-
ная колонна, собираемая из отдельных труб:
- доставка на забой породоразрушаю-
щего инструмента и забойного двигателя;
- передача на забой энергии, необходи-
мой для процесса разрушения породы;
- создание необходимых условий для
воздействия на породоразрушающий инст-
румент и др.
Гйадкая непрерывная КГТ, по сравнению
с традиционной конструкцией бурильной ко-
лонны, имеет следующие преимущества:
- сокращает время и повышает безо-
пасность спуско-подъёмных операций (СПО)
за счёт исключения свинчивания-развинчи-
вания резьбовых соединений, присущих
обычной колонне бурильных труб;
- улучшает условия прохождения интер-
валов набора кривизны и протяжённых гори-
зонтальных участков скважины;
- представляет дополнительные техно-
логические возможности, повышающие тех-
нико-экономические показатели бурения и
освоения скважин (разбуривание несколь-
кими горизонтальными отводами из одного
основного ствола вертикальной скважины;
разработка месторождений с аномально вяз-
кой нефтью; повторное вскрытие пластов
при углублении скважин; использование в
качестве бурового раствора жидкости на уг-
леродной основе; эффективное бурение пла-
стов с высокой проницаемостью и низким
пластовым давлением и др.);
- исключает необходимость глушения
скважин, и, как следствие, сохраняются кол-
лекторские свойства продуктивного пласта;
- обеспечивает герметичность устья
скважины, тем самым создаёт возможность
77/ W 777 777 777 777 777 777 777 777// 777
Рис. 12.8. Агрегат «Скорпион» в рабочем положении на скважине:
1 - кабина водителя; 2 - бак гидросистемы агрегата;
3 - барабан с КГТ; 4 - укладчик КГТ; 5 - колонна гибких
труб; 6 - направляющая дуга; 7 - монтажное устройст-
во; 8 - транспортер; 9 - опора транспортера;
10 - герметизатор устья; 11 - арматура устья сква-
жины; 12 - рама агрегата; 13 - ёмкость для тех-
нологической жидкости; 14 - кабина опера-
тора (условно усечена)
управления ситуациями, связанными с ве-
роятными выбросами и фонтанированием;
- предоставляет возможность бурения
части ствола и обслуживания скважин с со-
зданием режима депрессии на забое;
- составляет компактный комплекс бу-
рового оборудования с возможностью при-
менения его на ограниченных размерах ра-
бочих площадок;
- обеспечивает высокие требования в об-
ласти экологии и охраны окружающей среды;
- способствует улучшению условий тру-
да буровой бригады, внедрению программ-
ных средств управления и др.
Проектирование и изготовление КГТ
осложнено тем обстоятельством, что при
эксплуатации к трубе предъявляются жёст-
кие и часто противоречивые требования: ко-
лонна должна обладать способностью нама-
тываться на барабан с возможно меньшим
диаметром и в то же время иметь достаточ-
ную прочность на растяжение, сжатие, из-
гиб и кручение.
В настоящее время существуют также
факторы, ограничивающие масштаб и объ-
ём внедрения КГТ, к основным из которых
следует отнести:
- отсутствие возможности проворота
КГТ в скважине;
- сложность ремонта КГТ в промысло-
вых условиях;
- ограничение длины КГТ диаметром
барабана для намотки трубы;
- сложность изготовления КГТ;
- имеется вероятность чрезмерного
скручивания КГТ в скважине и поврежде-
ние, вследствие этого, трубы;
- сложность транспортировки КГТ и др.
Характерной осо-
бенностью условий экс-
плуатации КГТ является
малоцикловое нагруже-
ние при изгибе трубы с
напряжениями, превы-
шающими предел упру-
гости материала. Дан-
ное обстоятельство обу-
славливает определён-
ные требования к меха-
ническим свойствам
материала КГТ и техно-
логии её изготовления.
В основе техноло-
гии изготовления КГТ
лежит современный
способ получения свар-
ных труб из малоуглеродистых сталей. В за-
рубежной практике чаще всего КГТ изготав-
ливаются из малоуглеродистой стали, кото-
рая по химическому составу соответствует
стали 10 ГОСТ 1050-88, однако улучшенного
качества, т.к. практически не содержит серы
и фосфора. Это позволяет подвергать трубу
пластическим деформациям, достигающим
1,5-1,7 % при циклической долговечности
около 900 циклов.
В меньшей степени в качестве матери-
ала КГТ используются нержавеющие стали
(например, сталь марки 08Х18Н10Т) и тита-
новые сплавы. Применение этих материалов
ограничивается их высокой стоимостью и
сложностями ремонта труб в промысловых
условиях. Для изготовления КГТ в качестве
заготовки используется рулонная стальная
лента максимально возможной длины. Для
увеличения общей длины заготовки отдель-
ные ленты соединяются встык (по форме «ла-
сточкина хвоста», спирали и др.) и сварива-
ются. Сварной шов зачищается и подверга-
ется локальной термической обработке.
Полученную таким образом длинную
стальную ленту пропускают через гибочный
стан, где из неё формируется труба. Далее в
трубосварочном стане производится кузнеч-
ная сварка кромок трубы в атмосфере инерт-
ного газа. Предварительно производится ин-
дукционный нагрев кромок, после чего они
соединяются встык и прокатываются валка-
ми. Зону шва подвергают термообработке
(отпуску). Далее труба проходит через калиб-
ровочный стан и подвергается окончатель-
ной термообработке (среднему отпуску). По-
добной технологией изготовления КГТ дости-
гается равнопрочность поперечного сечения
трубы. При изготовлении КГТ из низколеги-
рованной стали после калибровочного стана
трубу подвергают закалке и последующему
отпуску для получения мартенситной струк-
туры металла. Готовую трубу наматывают на
транспортную катушку в бухту или на бара-
бан передвижной буровой установки.
При нормальной эксплуатации КГТ
долговечность трубы определяется количе-
ством циклов спуско-подъёма до потери гер-
метичности. Режим нагружения и ресурс
КГТ зависят от многих параметров: диамет-
ра катушки (барабана), наружного диаметра
и толщины стенки трубы, величины внутри-
трубного давления технологической жидкос-
ти, глубины спуска КГТ, кривизны скважи-
ны и др. Существенно на ресурс КГТ влияют
внешние факторы: механические поврежде-
ния поверхности и коррозия трубы, условия
хранения до ввода её в эксплуатацию, темпе-
ратурный рабочий режим и др.
Ввиду отсутствия в общем машиност-
роении методики расчёта нагружения, по-
добного нагружению КГТ, возникают труд-
ности в определении наработки гибких труб.
Считается, что превалирующими фак-
торами, определяющими ресурс КГТ, поми-
мо качества стали трубы, являются радиус
изгиба колонны и внутритрубное давление
технологической жидкости, причём послед-
нее в определённом диапазоне значений иг-
рает значительную роль. В связи с этим це-
лесообразно снижать давление технологиче-
ской жидкости до минимально возможного
уровня перед спуском или подъёмом КГТ (во
время технологической проработки скважи-
ны и др.) График, характеризующий нара-
ботку КГТ, в зависимости от величины в нут-
ритрубного давления жидкости, представ-
лен на рис. 12.9 [10].
Внутреннее давление
Рис. 12.9. Влияние внутреннего давления техно-
логической жидкости на долговечность трубы:
1 -число циклов изгиба трубы;
2-число выполненных спусков-подъемов колонны
Необходимо также отметить, что с по-
вышением температуры КГТ увеличивается
наработка трубы. Поэтому при эксплуата-
ции КГТ в условиях отрицательных темпера-
тур требуются специальные укрытия, обес-
печивающие теплоизоляцию оборудования,
а также периодическая прокачка специаль-
ной технологической жидкости, температу-
ра которой около 90 °C.
Увеличение долговечности КГТ может
быть достигнуто за счёт повышения качества
изготовления трубы, а также строгого соблюде-
ния норм и правил её эксплуатации, предусма-
тривающих регистрацию и учёт необходимых
параметров. С этой целью необходимо внед-
рять современные системы контроля, регист-
рирующие величину и количество деформаций
по всей д лине трубы, а также обеспечивающие
оперативную обработку полученных данных.
В нашей стране гибкие трубы из малоуг-
леродистой и низколегированной стали вы-
пускаются Челябинским трубопрокатным за-
водом (ЧТПЗ) по ТУ 14-3-1470-86, а из нержа-
веющей стали-АО «Филит» (г. Москва). Произ-
водство КГТ осваивается Таганрогским ме-
таллургическим заводом (ОАО «ТАГМЕТ»),
Механические свойства и марки ста-
лей, из которых изготавливают КГТ приведе-
ны, в табл. 12.14, а характеристика гибких
труб представлена в табл. 12.15.
Таблица 12.14
Механические свойства стали гибких труб
Изготовитель Марка стали Предел теку- чести, МПа Предел проч- ности, МПа Относи- тельное удли- нение, %
ЧТПЗ (ТУ 14-3-1470-86) 10 210 340 31
20 250 420 21
Ст.2 220 330 24
08Г20Ф 400 550 22
08Г20Ф6 420 570 22
10ГМФ 400 550 22
АО “ФИЛИТ" 08Х18Н10Т 500 656 33.9
Таблица 12.15
Характеристика гибких труб
Изго- товитель Наруж- ный диа- метр трубы, мм Толщина стенки, мм Испытательное давл ение для минимальной толщины стенки, МПа
марка стали
Сталь 20 10ГМФ 08Х18Н10Т
ЧТПЗ 20 2;2,5;2,8 56 90 -
25 2,5;3 56 90 -
26,8 2,8;3.2 60 95
33,5 2,8;3.2 45 83 -
42,3 3,2 40 64
48 3)3,5 32 53
60 3,5;4 30 48
73 3,5;4 24 38
АО “ФИЛИТ" 33 2,5 - 31,5
Кроме металлического исполнения КГТ
может изготавливаться из армированной
резины или из пластических масс. Такие
трубы получили название шланго-кабели.
Первые работы по применению шланго-
кабелей при бурении скважин были проведены
в 60-х годах прошлого века в бывшем объедине-
нии «Куйбышевнефть» совместно со специалис-
тами из Франции. В качестве инструмента при-
менялась гибкая труба из армированной рези-
ны. Бурение осуществлялось до глубины 1500
м. Позже, в 80-х годах, в объединении
«Каспморнефтегазпром» было построено «Спец-
судно-1» шланго-кабельного бурения для раз-
ведки дна Каспийского моря. Однако использу-
емое технологическое оборудование не позволя-
ло бурить скважины глубиной более 200 м.
Незначительный опыт применения
шланго-кабельного бурения, технические
сложности при изготовлении оборудования,
сравнительно высокая стоимость метра про-
ходки по отношению к традиционным мето-
дам бурения и некоторые другие трудности
не дали возможности расширения объема
бурения и проведения дальнейших работ в
этом направлении.
Высокая эффективность работ, выпол-
няемых с использованием стальных КГТ, а
также постоянный рост числа их технологи-
ческих возможностей позволяют расширять
объемы и область применения данного вида
оборудования. В будущем интенсивное раз-
витие технологии бурения с использованием
КГТ может повлиять на стратегию и тактику
разработки новых месторождений как в на-
шей стране, так и за рубежом.
Литература
1. ГОСТ Р 50278-92. Трубы бурильные с
приваренными замками. Технические условия.
2. ГОСТ 27834-95. Замки приварные для
бурильных труб. Технические условия
3. ГОСТ 5286-75. Замки для бурильных
труб.
4. ГОСТ 631-75. Трубы бурильные с выса-
женными концами и муфты к ним.
5. ГОСТ 23786-79. Трубы бурильные из
алюминиевых сплавов. Технические условия.
6. ГОСТ Р 50864-96. Резьба коническая
замковая для элементов бурильных колонн.
Профиль, размеры, технические требования.
7. Трубы нефтяного сортамента: Спра-
вочник/ Под общей редакцией АЕ. Сарояна. -
М.: Недра, 1987.
8. Трубы нефтяного сортамента’. Между-
народный транслятор-справочник/ Под редак-
цией Р.П.Вяхирева, В.Я.Кершембаума. - М.
1997.
9. Каталог нефтяного оборудования
средств автоматизации, приборов и спецмате-
риалов. Том 1. -М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - 303 с.
10. Вайншток С.М., МолчановА.Г, Некра-
сов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт
и бурение скважин с применением гибких труб.
-М.: Издательство Академии горных наук,
1999.
11. 0 своение и ремонт неф тяных и газо-
вых скважин под давлением/ Ю.В.Зайцев,
А.А.Даниельянц, А.В.Круткин, А.В.Романов.
-М.: Недра, 1982.
СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ
Спуско-подъемные операции (СПО) яв-
ляются одной из основных операций техно-
логического процесса проходки скважины.
Они предназначены для выполнения следу-
ющих задач:
- спуск-подъем породоразрушающего
инструмента по причине его износа или изме-
нения свойств пород, диаметра ствола, а так-
же по окончании процесса бурения скважины;
- подъем проб керна, шлама, пластово-
го флюида;
- крепление скважины обсадными тру-
бами;
- спуск-подъем инструмента при лик-
видации аварий;
- проведение специальных работ в
скважине (тампонаж, вызов притока);
- проведение исследований в стволе
(каротаж, исследование пласта).
В отличие от спуско-подъемных опера-
ций при бурении скважин, спуско-подъемные
операции при текущем и капитальном ремон-
те, а также при освоении скважин как по вре-
мени, так и по затратам труда являются по су-
ществу его основой. Объектом этих операций
кроме насосно-компрессорных труб (НКТ) яв-
ляются также насосные штанги, токонесу-
щие кабели, гибкие (наматываемые ) трубы,
штанги и канаты, а также транспортируемое
с их помощью скважинное оборудование и
инструмент. При сложившейся технологии
выполнения и технической оснащенности
служб текущего ремонта скважин на спуско-
подъемные операции с трубами и штангами
затрачивается до 80-90 % всего времени ре-
монта скважины. При этом следует иметь в
виду, что ежегодно выполняется 200-250 ты-
сяч текущих ремонтов.
На выполнение этого огромного объема
работ затрачиваются соответствующее ко-
личество энергии, материалов, амортизиру-
ющегося оборудования, а главное - тяжелого
маломеханизированного труда и времени.
В связи с этим вопросы рационализации
спуско-подъемных операций, их механизации,
автоматизации должны рассматриваться как
важнейшие не только для нефтегазодобываю-
щей промышленности, но и для народного хо-
зяйства в целом. Важность решения этих за-
дач обуславливается отсутствием таких эф-
фективных способов эксплуатации скважин,
которые позволили бы резко сократить объе-
мы работ по спуско-подъемным операциям.
Относительные объемы работ по спус-
ко-подъемным операциям при капитальном
ремонте и освоении скважин во много раз
меньше, чем при текущем ремонте, однако
по абсолютной величине эти объемы работ
весьма велики, что делает актуальным со-
вершенствование их и в этих процессах.
Графически подъем или спуск колонны
НКТ или штанг целесообразно рассматри-
вать в координатах: длина колонны - время.
График подъема (спуска) колонны будет
иметь вид ступенчатой кривой, наклонен-
ные участки которой соответствуют подъему
(спуску), а горизонтальные - остальным опе-
рациям цикла (обработки одной свечи), ког-
да свеча остается неподвижной.
Текущий ремонт скважин, связанный со
сменой спущенного в скважину оборудования,
т.е. фонтанных и газлифтных подъемников,
насосов штанговых или бесштанговых, с рабо-
тами по удалению парафина, состоит, прежде
всего, из спуско-подъемных операций. Именно
этим объясняется то, что агрегаты для подзем-
ного ремонта скважин представляют собой по
существу агрегаты для подъема и спуска ко-
лонн труб, штанг, токонесущего кабеля. Имен-
но эти агрегаты составляют основу парка агре-
гатов для подземного ремонта.
Самым массовым по частоте применяе-
мости является спуско-подъемный агрегат
для работы с открытым устьем скважин.
Спуско-подъемные операции под давлением
выполняются много реже, поэтому и агрега-
тов такого назначения много меньше.
Для описания процесса выполнения
СПО следует выделить объект транспорти-
рования и транспортное средство. Объек-
тами транспортирования при бурении могут
быть: породоразрушающий инструмент, тех-
нологический инструмент для проведения
специальных работ, обсадные трубы, проба
(керн, шлам, пластовый флюид), оборудова-
ние для эксплуатации скважин (насосы,
НКТ, штанги), инструмент для ликвидации
аварий, зонды для проведения исследова-
ний в стволе. Транспортные средства: тру-
бы, кабель, трос и приспособления для рабо-
ты с ними (спуско-подъемный комплекс).
Способ выполнения СПО определяется
целью и условиями работ. Наиболее просто спо-
соб описывается двумя характеристиками:
1. По типу транспортных средств:
- жесткие (трубы или штанги):
- гибкие (канат, проволока, кабель, ру-
кав, гибкая труба):
- текучие (жидкость, газ или ГЖС).
2. По распределению операций во вре-
мени:
- непрерывный;
- циклический:
- выполняемый одновременно с про-
цессом бурения:
- выполняемый последовательно с про-
цессом бурения.
Наиболее часто в практике бурения
скважин на нефть и газ применяется дис-
кретный способ выполнения СПО на жестких
трубах, который выполняется последова-
тельно с процессом разрушения забоя. Хотя в
литературе уже давно описываются, а на
практике достаточно широко применяются
способы подъема керна на тросе (съемный
керноприемник) или потоком жидкости (гид-
ротранспорт керна). Следует отметить, что
хотя СПО при каротаже скважин проводится
главным образом на кабеле, в последние годы
для этих целей начинают применять обыч-
ные и гибкие трубы, при этом процесс буре-
ния и СПО совмещается с каротажом.
Учитывая вышеизложенное, опишем
технологию выполнения СПО с бурильной
колонной наиболее распространенным спо-
собом (табл. 13.1).
Таблица 13.1
Способы выполнения СПО с бурильными трубами (традиционная технология)
Технологи- ческая операция Способ выполнения Возможные варианты Устройства для выполнения операций
1 2 3 4
А. Захват трубы для подъёма (спуска) Подхватывание за буртик За выступ замка (муфты) За лыски (проточки) на замке За выступ наголовника За отверстие в теле трубы или в замке Элеватор
Зажимание трубы За верхний конец (замок, муфту) За тело трубы в любом сечении Патрон или элеватор
Присоединение к резьбе трубы Муфта Ниппель Труба Переводник Резьбовой ниппель, вертлюжная пробка
Б. Подъём (спуск) трубы Дискретный На длину свечи с перехватом На длину свечи без перехвата На длину одной трубы без перехвата На длину бурильной колонны Лебёдка с талевой системой, элеватор (патрон), гидроподъёмник
В.Удержа- ние трубы на устье скважины Подхватывание трубы под буртик Выступ замка муфты Лыска на замке Отверстие в трубе (шнеке) Шнек Подкладная вилка, хомут
Зажимание Трубы Замка (муфты) Спайдер, клиновой захват
Г. Свинчи- вание- развинчива- ние труб: Г.1. Заве- дение ключа Ключ подводится к трубе Заводимый сбоку (Радиальный подвод) Заводимый сверху (торцевой) Поворотный Комбини- рованный Устройство для подвода ключа, всп. лебёдка, гидроцилиндр вручную
Труба подводится к ключу Стационарный проходной ключ Съемный проходной ключ
Г.2. Захват трубы (замка) ключом За лыску Рожковый ключ Вилка Вручную
За гладкую поверхность Патрон с радиальными нагружением Патрон с осевым нагружением Челюсти и рычаг Трос или цепь Самозажим плашек при повороте ключа, гидроцилиндры
Г.З. Враще- ние Непрерывное. Водило Патрон Разрезная шестерня Трос или цепь Стационарный ключ, вращатель, лебедка.
С перехватом. Храповик Силовой цилиндр Лебедка Вручную
Г.4. Срыв (докрепле- ние)резьбы Увеличение крутящего момента Ударная нагрузка Увеличение рычага Увеличение усилия Комбини- рованное Пневмораскре- питель, лебёдка, механизм свинчи- вания - развин- чивания с водилом и маховиком
Д. Переме- щение свечи в свече- приёмник В вертикальный свечеприёмник Параллельное с поворотом Параллельное без поворота Угловое Комбини- рованное Манипулятор, лебёдка,элеватор, вращатель, вручную
В горизон- тальный свечеприёмник Угловое с поворотом нижнего конца свечи Угловое с поворотом верхнего конца свечи Комбини- рованное
Примечание. Заштрихованы способы выполнения операций, реализованные в установках глубокого бурения
Спуск-подъем бурильных труб
В балансе рабочего времени цикла про-
ходки скважин СПО с бурильными трубами за-
нимают до 50 % времени. Объем этих операций
зависит от назначения скважины, ее конструк-
ции, стойкости ПРИ, способа бурения. Продол-
жительность одного цикла СПО с трубами опре-
деляется способом выполнения, конструкцией
исполнительных механизмов и уровнем квали-
фикации оператора. Для выбора технологии
выполнения СПО нужно знать условия работ.
В качестве основных характеристик ус-
ловий работ следует назвать следующие:
1) параметры скважины: назначение,
конструкция (глубина, диаметр, профиль
ствола, количество стволов);
2) показатели процесса проходки ствола:
длина рейса (стойкость инструмента, длина
пробы керна), механическая скорость бурения.
3) параметры колонны бурильных труб
(КНБК): конструкция труб и их соединений,
длина свечи.
Для сокращения времени подъем (спуск)
бурильных труб обычно происходит свечами.
При подъеме каждой свечи выполняется ряд
операций, сочетание способов выполнения
которых характеризует способ СПО в целом.
При подъеме труб обычно выполняются
следующие операции: захват трубы для подъе-
ма элеватором или другими средствами; подъ-
ем колонны на длину свечи лебедкой и талевой
системой; захват трубы для удержания на ус-
тье скважины трубодержателем (клиновым за-
хватом); развинчивание труб ключами; уклад-
ка труб устройствами для укладки; размеще-
ние труб в свечеприемнике (магазине).
Процесс выполнения СПО достаточно
наглядно может быть проиллюстрирован с
помощью циклограммы спуска (подъема)
свечи (рис. 13.1). Как показано на цикло-
грамме, СПО могут производиться последо-
вательно и с совмещением операций во вре-
мени. Последнее обстоятельство способству-
ет существенному сокращению затрат вре-
мени на СПО (работа с АС П-III).
По мере проходки скважины требуется
проводить операции наращивания колонны
труб. Состав операций и их количество опреде-
ляются конструкцией вращателя. При бурении
ротором для наращивания колонны требуется
около 18-20 операций, а при бурении с приме-
нением подвижного вращателя (верхнего при-
вода) - всего 6. Затраты времени во втором спо-
собе также в 3 -4 раза меньше. Кроме того, име-
ется возможность наращивать сразу свечу дли-
ной до 24 метров, что позволяет существенно
сократить число и время остановок процесса
бурения, уменьшить вероятность возникнове-
ния аварийных ситуаций, снизить травматизм.
Параметры и показатели
процесса выполнения СПО
Основными параметрами СПО являют-
ся: усилие и скорость подъема (спуска), кру-
тящий момент и число оборотов при свинчи-
вании-развинчивании труб, вес и размеры
(диаметр и длина) свечи (трубы), величина и
направление перемещения свечи при уклад-
ке ее в свечеприёмник.
Усилие подъема или нагрузка на крюке
(0J зависит от ряда факторов и по мере измене-
ния глубины скважины постоянно изменяется.
Величина нагрузки на крюке определяется ве-
сом колонны труб, находящихся в скважине, и
сопротивлениями движению, а также выталки-
вающей силой жидкости. При подъеме труб из
скважины рассчитывается по формуле
QkP = cosвср • (1 + д, • tg0ep), (13.1)
где L- длина ствола скважины, м,
q - вес 1 м труб Н;
рж и рт- плотность жидкости в скважи-
не и материала труб, кг/м3;
0с р - средний зенитный угол оси сква-
жины, град;
Ц. - коэффициент трения труб о стенки
скважины;
Ц,р - коэффициент прихвата, учитыва-
ющий условия ведения СПО (кривизну сква-
жины и бурильной колонны, состояние сте-
нок). Величина кпр изменяется в пределах
1,25-1,50 .
Для вертикальной скважины и при
ориентировочных расчётах Q Кр определяется
по формуле
Qkp ~ к пр ' q • 0 ~ Рт ) • (13.2)
В начальный момент подъёма возника-
ют инерционные силы Qp, увеличивающие
нагрузку на крюк:
Qu = L-qa^, (13.3)
Скорость подъема бурильной колонны
определяется мощностью подъёмного агре-
гата буровой установки и ограничивается
следующими факторами:
- возможностью выброса флюида из
скважины в результате снижения давления в
скважине ниже пластового;
Способ СПО Операции
Хронометраж, данные работы с АСП-111 Подъем порожнего элеватора
Свинчивание свечи
Подъем колонны с клиньев
Спуск свечи в скважину
Перенос свечи к центру скважины
Посадка колонны на клинья и припуск талевого блока
Посадка свечи в муфту колонны
Наилучшее время выполнения отдельны операций без АСП-111 Подъем порожнего элеватора
Надевание элеватора на свечу
11одъем свечи с подсв. и надевание ее в муфту колонны
Свинчивание свечи
Приподнимание колонны труб
Спуск свечи в скважину
Перенос штропов
Действующее нормы времени Подъем порожнего элеватора
Надевание элеватора на свечу
Подъем свечи с подсв. и надевание ее в муфту колонны
Свинчивание свечи
1/риподнимание колонны труб
Спуск свечи в скважину
Перенос штропов
Хронометраж, данные работы с АСП-111 Приподъем талевого блока для захвата колонны
Подъем колонны из скважины
Посадка колонны на клинья
Перенос свечи на подсвечник
Спуск порожнего элеватора
Отвинчивание свечи
Вывод свечи из талевого блока
Наилучшее время выполнения отдельных операций без АСП-111 Подъем колонны из скважины
Посадка колонны на элеватор
Отвинчивание свечи
Установка свечи на подсвечник
Снятие элеватора со свечи
Спуск порожнего элеватора
Перенос штропов
Действующие нормы времени Подъем колонны из скважины
[ /осадка колонны на элеватор
Отвинчивание свечи
Установка свечи на подсвечник
Снятие элеватора со свечи
Спуск порожнего элеватора
Перенос штропов
Рис. 13.1. Циклограммы процесса выполнения СПО: а - спуск; б - подъем
- условиями безопасности ведения спу-
ско-подъёмных операций.
Исходя из вышеизложенного, скорость
подъёма находится в пределах 0,2-3 м/с.
Для условий проведения СПО в опас-
ных, с позиций возможности выброса флюи-
да, ситуациях скорость ограничивается до-
пустимыми колебаниями гидродинамичес-
кого давления жидкости в стволе.
Скорость спуска инструмента ограничи-
вается условиями безопасности, а также опас-
ностью возникновения гидроразрыва пласта.
В связи с ростом объемов бурения на-
клоннонаправленных и горизонтальных
скважин возникла необходимость расчета
сил сопротивления движению колонны при
СПО в таких скважинах.
В работе М.М. Александрова [1]подроб-
но рассмотрены методы определения сил со-
противления при осевом перемещении бу-
рильной колонны в процессе спуско-подъём-
ных операций. Как известно, сила сопротив-
ления на любом участке скважины равна
произведению прижимающей силы на коэф-
фициент сопротивления. В процессе движе-
ния колонны вверх силы сопротивления уве-
личиваются, при движении вниз они умень-
шают нагрузку на крюке.
Прижимающие силы при движении бу-
рильной колонны зависят от профиля сква-
жины. Поэтому в дальнейшем при расчётах
необходимо учитывать суммарный угол ох-
вата, определяемый интенсивностью и фор-
мой искривлённой скважины.
В общем случае сопротивление про-
дольному движению колонны в скважине оп-
ределяют по методу осевых сил.
Силы сопротивления в малоискривлённых
скважинах для колонны, движущейся вверх:
или
Твн = Bqf f 0,5 + Н + Qqf [ 1 +
к 6 ) 2 6 I
(13.5)
При движении колонны вниз силы со-
противления определяются по формуле
( - 0 - I
|1з-б)
или
Твв - °,5~ | - ,
I 6 ) 2 6
(13.7)
В формулах (13.4)—(13.7) принято: В -
прирост нагрузки от веса колонны на рас-
сматриваемом интервале (B=gl cosa,, где g -
вес единицы длины труб в жидкости: I - дли-
на колонны на рассматриваемом искривлён-
ном участке скважины: ас - средний угол ис-
кривления скважины на длине 1; Q - нагруз-
ка, приложенная к нижнему концу колонны
при её выходе из интервала искривления
или её выделенной части; О - сумма прира-
щений искривления на участках ствола
скважины (суммарный угол охвата криволи-
нейного ствола скважины бурильной колон-
ной); f - коэффициент сопротивления (/= |1 +
//О , где р - коэффициент трения для усло-
вий скважины; f0 - адгезионное сопротивле-
ние, не зависящее от прижимающих сил).
Силы натяжения бурильных труб, распо-
ложенных на участке искривления, определя-
ют в зависимости от вида профиля скважины.
Для нижнего конца колонны нагрузку
рассчитывают по формуле
2 = ft,cosaA. , (13.8)
где Q,, - вес груза, сосредоточенного на
нижнем конце колонны; ак - угол искривле-
ния в призабойной зоне скважины.
Сумму приращений искривления на уча-
стках ствола скважины находят из выражения
< т = ХД<т,
где Лб- суммарный угол охвата криво-
линейного ствола скважины колонной бу-
рильных труб;
Асг = Да2 +(A<psinac/,y , (13.9)
где Да - разность углов искривления на
границах участка длиной Д/; Д/ - длина уча-
стка между точками замеров инклиномет-
ром; Д0 - разность азимутов искривления в
тех же точках; О',,, - среднеарифметическое
углов искривления на верхней О', и нижней
ОЦ границах участка длиной Д/.
В наклонно направленных и горизон-
тальных скважинах силы сопротивления
рассчитывают, исходя из той же методики,
но при этом учитывается влияние нормаль-
ной составляющей веса колонны.
Применительно к трёхинтервальному
профилю М.М. Александров [1] рекомендует
для определения сил сопротивления следую-
щие формулы:
для колонны, движущейся вверх:
Твт11 = Твв + Т^ , (13.10)
для колонны, движущейся вниз:
+ , (13.11)
Величина 7), определяется по формуле
= , (13.12)
где 1„ - длина той части колонны, кото-
рая располагается на наклонном участке
скважины; а„ - угол искривления наклонного
или горизонтального интервала скважины.
Силы Твв и Гв„ вычисляют по формулам
(13.4)—(13.7) при
Q = (.gl„ + Qf,)cosall.
Основными показателями, определяю-
щими эффективность процесса СПО, являются:
- количество спуско-подъемных опера-
ций в цикле проходки скважины;
- затраты времени и энергии на каждую
операцию;
- общее время подъема - спуска колонны.
Основная цель совершенствования техно-
логии СПО - снижение затрат времени и энер-
гии. В практике бурения скважин на нефть и
газ используются следующие пути снижения
затрат времени и энергии на проведение СПО:
1. Уменьшение числа подъемов колон-
ны бурильных труб за счет:
- увеличения проходки на долото;
- применения съемного породоразру-
шающего инструмента;
- подъема керна съемным керноприем-
ником;
- упрощения конструкции скважины.
2. Уменьшение числа операций при
каждом подъеме путем увеличения длины
свечи вплоть до использования непрерыв-
ной гибкой колонны труб или шлангокабеля.
3. Уменьшение затрат времени на спуск-
подъем каждой бурильной трубы путем:
- механизации вспомогательных опе-
раций:
- увеличения скорости подъема за счет
увеличения мощности подъемного агрегата
и выбора рациональных соотношений ско-
ростей подъема, вплоть до применения бес-
ступенчатого регулирования:
- совмещения операций во времени
(подъем керна во время бурения потоком
очистного агента, проведение свинчивания-
развинчивания труб во время спуска-подъе-
ма элеватора).
4. Применение верхнего привода для
уменьшения времени наращивания и числа
наращиваний.
Затраты времени на проведение СПО
можно установить по упрощенной зависимости
Ten = L-nCtt+t2np t (13.13)
гд е /, - среднее время спуска-подъёма
одной свечи, ч;
ис в - число свечей, поднятых и опущен-
ных за цикл проходки скважины;
4 - время на подготовку к каждому спу-
ску-подъёму свечей;
пр - количество рейсов за цикл проходки
скважины.
Тс„ можно рассчитывать также по
формуле
1\ = tn + ten + + 1сэ + hipn + t.upc . (13.14)
При ступенчатом изменении скоростей ле-
бёдки время, затрачиваемое на подъём буриль-
ных труб t„ (в ч), рассчитывается по формуле:
tn = Jan (Л + ^2 + - + ), (13.15)
3600 и, и2 >>„
где S„ S2, . . ., 5n - длина труб, поднимае-
мых на первой и последующих скоростях ле-
бёдки, м; v„ v2, . . ., v„ - средние установивши-
еся скорости подъёма, м/с; Л,Л2...ЛП= 1,02- ко-
эффициенты заполнения тахограммы на со-
ответствующих скоростях; ЛЛ...Л„=1,02 -
коэффициент, учитывающий высоту при-
подъёма колонны труб.
Длина труб, поднимаемых на отдель-
ных скоростях:
Л
Sx=(L^-l^zk- \f(L)dL ; (13.16)
t-2
!-2
S2=(L2-L3)zk- jf(L)dL;
/з
Sn = Lnzk- ]f(L)dL, (13.17)
о
где L{, L2, L2, . . L„ - граничные длины
бурильной колонны, при которых изменяет-
ся скорость лебёдки; zK - число рейсов за пе-
риод бурения скважины.
Очевидно, что сумма длин бурильных
труб, поднимаемых на отдельных скоростях,
равна длине труб, поднимаемых за все рейсы:
51+52+53 + ...+5п=5„.
Формула кривой проходки в функции
от глубины скважины имеет вид
1
z = (L.I A)m , (13.18)
После подстановки полученного выра-
жения в формулу (13.16) и её интегрирова-
ния получим:
1 1 +1 1 +1
$1 = (А ~ - | (Туп ); (13.19)
Am( ' +1)
m
1 '+1 J+1
S’2 = (L2 -Lq)zk - ! (L2m - Lyn );(13.2O)
Am( - + 1)
m
Sn~TnZK I Tnm . (13.21)
Am( 1 +1)
m
Машинное время спуска бурильных
труб, ч:
С = £SC /3600 иср сп , (13.22)
где S, - длина бурильных труб, спускае-
мых в скважину за время бурения до конеч-
ной глубины, м; 1)фС„ - средняя скорость спу-
ска бурильной колонны, м/с.
Из технологии спуско-подъемных опе-
раций при бурении следует, что сумма длины
подъемов незагруженного элеватора равна
длине труб, спускаемых в скважину, а сум-
марная длина спусков незагруженного эле-
ватора - длине труб, поднимаемых из сква-
жины. Согласно этому, длина пути, соверша-
емого незагруженным элеватором при спус-
ко-подъемных операциях:
S„,=Scn„=S,
где 5ПЯ и Х„:, - суммарная длина подъе-
мов и спусков незагруженного элеватора;
S - длина труб, поднимаемых и спускаемых
за период бурения скважины.
Машинное время спусков незагружен-
ного элеватора:
tcn, = sS /3600иСП), (13.23)
где - средняя скорость спуска неза-
груженного элеватора, м/с.
Скорость подъема незагруженного эле-
ватора зависит от структуры скоростей буро-
вой лебедки. При независимой схеме скоро-
стей лебедки незагруженный элеватор под-
нимается за очередной трубой на “быстрой”
скорости независимо от ранее включенной
“тихой” скорости, используемой при при-
подъеме колонны и освобождении клиньев
либо элеватора. В этом случае машинное вре-
мя подъема незагруженного элеватора за пе-
риод бурения скважины определится:
tnc = &$Л/3600и„ , (13.24)
где 1)п - максимальная скорость подъе-
ма при установившемся движении, м/с.
В лебедках с зависимой схемой скоростей
незагруженный элеватор поднимается на ско-
ростях, зависимых от "тихих” скоростей, ис-
пользуемых при приподъеме колонны труб.
Поскольку подъем колонны труб осуще-
ствляется за счет подвода мощности, то от ве-
личины выбранных скоростей зависит мощ-
ность подъемной системы. Колонна спускается
под действием собственного веса, и механичес-
кая скорость спуска зависит от конструкции,
мощности и надежности тормозной системы. С
повышением механических скоростей возрас-
тают динамические нагрузки, быстрее изнаши-
вается оборудование, и увеличивается частота
отказов, что ведет к увеличению времени на
вспомогательные работы. Механическая ско-
рость спуска находится в диапазоне 2,5 - 4 м/с.
Максимальная скорость подъема огра-
ничивается требованиями техники безопас-
ности при управлении процессом подъема и
предельной скоростью ходовой струны, при
которой обеспечивается нормальная навив-
ка каната на барабан лебедки.
Максимальная механическая скорость
подъема крюка ограничивается наибольшей
скоростью намотки каната на барабан для
обеспечения равномерной его укладки.
Максимальную механическую ско-
рость подъема, учитывая, что скорость ходо-
вой струны Vx = VKP • i„K, выбирают из следую-
щих условий:
для талевых механизмов с кратностью
оснастки и <10, 1)кр 2 м/с.
Минимальная скорость подъема - резерв-
ная и используется д ля технологических целей;
при расхаживании колонн бурильных и обсад-
ных труб; при ликвидации осложнений и ава-
рий, связанных с затяжкой и прихватом бу-
рильных труб; при подъеме колонны труб через
закрытые превенторы; при подъеме труб в слу-
чае отказа одного из двигателей привода лебед-
ки. Величина минимальной скорости подъема
принимается в установленных практикой бу-
рения пределах Vr: m„ = 0,1 ъ 0,2 м/с.
Машинно-ручные операции при подъе-
ме включают установку бурильной колонны
на клинья или элеватор, отвинчивание све-
чи , отвод ее от устья и установку на подсвеч-
ник. При спуске машинно-ручные операции
выполняются в обратной последовательнос-
ти и включают захват свечи с подсвечника,
перемещение ее к устью скважины, свинчи-
вание и освобождение клиньев или элевато-
ра. Продолжительность машинно-ручных
операций рассчитывается по формулам
S . S
t-upc t>,p.c 3600/^ ; 3600/c/ ’ (13-25)
где Гмрс и 1мрп - время машинно-ручных
операций при спуске и подъеме бурильной
колонны за период бурения скважины, ч; Смр (
и fup- нормативное время машинно-ручных
операций при спуске и подъеме одной свечи,
с; /св - длина свечи, м.
Операции подъема трубы
(свечи)
Для подъема свечи требуется выпол-
нить ряд операций, состав которых зависит
от способа выполнения СПО, конструкции
применяемых технических средств и буриль-
ной колонны. Обычно применяется способ
подъема бурильной колонны с разбивкой ее
на свечи (дискретный подъем), при этом все
технологические операции осуществляются
последовательно. Состав операций по тради-
ционной технологии приведен в табл. 13.1
Структура технологического цикла вы-
полнения СПО различными способами при-
ведена на циклограмме (см. рис. 13.1).
Спуск бурильной колонны по тради-
ционной технологии:
1. Подъём элеватора и захват буриль-
ной свечи, составленной из 2-х или 3-х бу-
рильных труб и расположенной на подсвеч-
нике буровой.
Рис. 13.2. Схема подъема труб комплексом АСП:
I - III - подъем бурильной колонны и укладка свечи в свечеприемник; IV - захват трубы клиньями ротора,
подведение ключа; V - VI - развинчивание замкового соединения, спуск элеватора; VII - захват свечи меха-
низмом расстановки свечей
2. Установка ниппеля наращиваемой
бурильной свечи в муфту находящейся в ро-
торе бурильной трубы.
3. Свинчивание замкового соединения
бурильных труб.
4. Спуск колонны в скважину на длину
наращиваемой бурильной свечи и посадка ко-
лонны на элеватор, установленный на столе
ротора, или захват трубы клиньями ротора.
5. Перенос штропов на свободный эле-
ватор и захват следующей бурильной свечи,
предназначенной для наращивания буриль-
ной колонны.
Подъём бурильной колонны по тра-
диционной технологии:
1. Подъём колонны из скважины на
длину бурильной свечи.
2. Посадка колонны на элеватор, уста-
новленный на столе ротора и закреплённый
на муфте последующей свечи, или захват
трубы клиньями ротора.
3. Развинчивание замкового соедине-
ния.
4. Установка бурильной свечи на под-
свечник и освобождение элеватора.
5. Спуск элеватора.
6. Перенос штропов на загруженный
элеватор или захват трубы элеватором.
В комплексах АСП предусматривается
совмещенное во времени выполнение техно-
логических операций, что позволяет сущест-
венно уменьшить затраты времени на спуск-
подъем каждой свечи.
Для оснащения буровых в последние
годы применяется верхний привод, позволя-
ющий снизить число операций при наращи-
вании бурильной колонны.
Наиболее существенное изменение
всей структуры производственного цикла
СПО происходит при использовании шлан-
гокабеля или колонны гибких труб. В этом
случае практически исключаются операции
свинчивания труб.
Схема выполнения операций комплек-
сом АСП приведена на рис. 13.2.
Литература.
1. Александров М.М. Взаимодействие
колонны труб со стенками скважины -М.:
Недра, 1982.
2. Ваграмов Р.А. Буровые машины и
комплексы: Учебник для вузов. - М.: Недра,
1988.
3. Буровые машины и механизмы/
Кирсанов Л.Н., Зиненко В.П., Кардыш ВТ.,
-М.: Недра, 1981.
4. Механизация вспомогательных опе-
раций в разведочном бурении/ Дьяков А. Д. и
др. - М.: Недра, 1973.
ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ*
Важнейшим резервом повышения по-
казателей бурения является развитие и вне-
дрение в практику строительства скважин
прогрессивного направления промысловой
геофизики - геолого-технологических иссле-
дований (ГТИ) в процессе бурения.
ГТИ в процессе бурения, в отличие от
традиционных методов геофизических ис-
следований скважин (ГИС), проводятся не-
посредственно в процессе бурения скважи-
ны, без простоя буровой бригады и бурового
оборудования. Они способны решать ком-
плекс геологических и технологических за-
дач, направленных на оперативное выделе-
ние в разрезе бурящейся скважины перспек-
тивных на нефть и газ пластов-коллекторов,
изучение их фильтрационно-ёмкостных ха-
рактеристик и характера насыщения, опти-
мизацию отбора керна, экспрессного опро-
бования и изучения методами ГИС выделен-
ных объектов, обеспечение безаварийной
проводки скважин и оптимизацию режима
бурения с целью достижения оптимальных
технико-экономических показателей про-
цесса бурения.
В последнее время (с конца 70-х годов)
по причине увеличения объёмов наклонно
направленного и горизонтального бурения
на море и на суше в ряде зарубежных стран
(США, Франции и др.) началась интенсив-
ная разработка систем скважинных измере-
ний в процессе бурения в реальном времени
(MWD и LWD-систем), включающих в себя
дополнительно к комплексу наземных пара-
метров (до 24) комплекс глубинных парамет-
ров (параметры траектории ствола скважи-
ны, практически полный комплекс геофизи-
ческих исследований скважин, температура
на забое скважины, крутящий момент на до-
лоте, нагрузка на долото и др.), получаемых с
помощью телесистемы, скомпонованной в
буровом инструменте и передающей данные
непрерывно на дневную поверхность по бес-
проводному каналу связи. Наибольших успе-
хов в этом направлении достигли фирмы
«Анадрил Шлюмберже», «Сперри-Сан», «Бей-
кер Хьюз» и «Халибертон» (США), «Геосервис»
(Франция), эксплуатирующие сотни слож-
ных систем, оснащённых бортовыми вычис-
лительными средствами. В России первые
телесистемы для контроля параметров тра-
ектории ствола наклонно направленной
скважины разрабатываются во ВНИИГИС,
ВНИИНПГ и Томском СКТБ.
С 1984 года по инициативе и под руко-
водством Э.Е. Лукьянова в Западной Сибири
проводится промышленный эксперимент по
закреплению за передовыми буровыми бри-
гадами, имеющими годовую выработку бо-
лее 60-80 тыс. метров, комплексных каро-
тажно-технологических партий, выполняю-
щих все виды промыслово-геофизических
исследований в бурящейся скважине (вклю-
чая ГТИ) и находящихся на буровой постоян-
но с обеспечением круглосуточного беспере-
бойного дежурства. Партии оснащены ком-
плексными каротажно-технологическими
лабораториями, разработанными и изготов-
ленными в управлении «Запсибнефтегеофи-
зика» (а с 1986 года - и на заводе «Сейсмоап-
парат»), каротажными подъёмниками и ком-
плексом скважинной аппаратуры. Такая ор-
ганизационно-технологическая форма про-
мыслово-геофизического обеспечения ско-
ростного эксплуатационного бурения позво-
ляет поднять выработку на одного линейно-
го работника на 150 %, снижает стоимость
метра исследования, повышает качество и
полноту геофизического материала и суще-
ственно повышает качество построенных
скважин и технико-экономические показа-
тели буровых работ.
Период 90-х годов характеризуется уве-
личением объёмов бурения горизонтальных
скважин (ГС), при исследовании которых
роль ГТИ многократно возрастает, а также
резко возросшими возможностями элемент-
ной базы, вычислительной техники и про-
граммно-методического обеспечения.
* Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. - М.:
Нефть и газ, 1997. 688 с.
Эти обстоятельства обусловливают но-
вый этап развития ГТИ - существенное рас-
ширение возможностей ИИС ГТИ за счёт
компьютеризации и увеличения на этой ос-
нове количества решаемых задач как в обла-
сти получения новой геологической инфор-
мации, так и в области технологии и автома-
тизации процесса бурения.
Способы оценки состояния технологи-
ческого процесса зависят от технологичес-
ких операций, способа их выполнения и кон-
струкции исполнительных органов. Сущест-
венное значение имеет наличие и разреша-
ющие возможности системы сбора и обра-
ботки информации. Конструкция датчиков,
их размещение, методы получения инфор-
мации о состоянии технологического про-
цесса, работе механизмов БУ существенно
зависят от конструкции буровой установки,
условий и технологии бурения.
Наиболее значимой является информа-
ция об опасных и аварийных ситуациях, воз-
никающих в ходе выполнения основных тех-
нологических операций, а также значениях
параметров этих процессов, при которых та-
кие ситуации возможны. При этом важное
значение имеет диагностика предаварийных
состояний процесса и работы оборудования.
Основные задачи ГТИ
По типу задачи ГТИ подразделяются на
оперативные, решаемые в реальном време-
ни, т.е. непосредственно в ходе сооружения
скважины, и статистические, решаемые,
как правило, после окончания строительст-
ва всей скважины или отдельных операций
технологического процесса.
Оперативные задачи имеют в своей ос-
нове алгоритмы на базе аналитических вы-
ражений (формул), а статистические, как
правило, носят вероятностный характер.
По целевому назначению основные за-
дачи ГТИ удобнее всего разбить на несколько
классов: геологические, технологические,
диагностические, планово-экономические и
научно-исследовательские (эксперимен-
тальные).
1. Геологические задачи
1.1. Оптимизация получения геолого-
геофизической информации (выбор и кор-
ректировка интервалов отбора керна, шла-
ма, образцов грунтов; интервалов и времени
проведения ГИС; интервалов и времени про-
ведения испытания и опробования).
1.2. Оперативное литологическое рас-
членение разреза.
1.3. Оперативное выделение пластов-
коллекторов.
1.4. Определение характера насыще-
ния пластов-коллекторов.
1.5. Определение фильтрационно-ёмко-
стных свойств (ФЁС) пластов-коллекторов.
1.6. Управление процессом испытания
и определение гидродинамических характе-
ристик пластов при испытании и опробова-
нии объектов.
1.7. Определение продуктивности пласта.
1.8. Построение прогнозных и уточнённых
математических моделей пласта-коллектора.
1.9. Прогнозирование углеводородных
залежей до момента их вскрытия.
1.10. Выявление геодинамических ре-
перов.
1.11. Выбор метода и способа вторич-
ного вскрытия пласта-коллектора.
2. Технологические задачи
2.1. Оптимизация процесса углубления
скважины в зависимости от геологических
задач (оперативное планирование режимно-
технологической карты).
2.2. Распознавание и определение про-
должительности технологических операций.
2.3. Выбор и поддержание рациональ-
ного режима бурения с контролем отработки
долот.
2.4. Оптимизация спуско-подъемных
операций (ограничение скорости спуска, оп-
тимизация загрузки грузоподъемных меха-
низмов).
2.5. Контроль гидравлической системы
буровой установки при бурении.
2.6. Контроль поведения скважины
(приток, поглощение) при проведении спуско-
подъемных операций, управление доливом.
2.7. Определение пластового и порово-
го давлений (прогнозирование зон АВПД и
АНПД).
2.8. Контроль и управление спуском и
цементированием обсадных труб.
2.9. Построение прогнозных и уточнен-
ных прочностных математических моделей
горной породы.
2.10. Определение прочностных и аб-
разивных свойств горных пород по исследуе-
мому разрезу.
2.11. Контроль и управление траекто-
рией наклонно направленной скважины.
2.12. Автоматическое управление про-
цессом углубления скважины.
Задачи 2.1 должны решаться в поиско-
во-разведочных скважинах в зависимости
от геологических задач (необходимость отбо-
ра керна, проведения испытаний и т.п.) с
учетом возможности проведения коррекции
первоначальных планов по данным ГТИ
(уточнение интервалов отбора керна и испы-
таний, отмена ранее запланированных не-
перспективных интервалов, выбор новых
интервалов и т.п.). При бурении наклонно
направленных скважин доминирующим
фактором является необходимость выдер-
живания заданной траектории ствола сква-
жины, чем и определяется планирование ре-
жимно-технологической карты очередного
долбления. Совмещение безусловного вы-
полнения основных целевых задач с высоки-
ми общими технико-экономическими пока-
зателями бурения и является основной це-
лью проведения ГТИ.
Распознавание и определение продол-
жительности технологических операций (за-
дача 2.2), выполняемых ИИС ГТИ, являются
основой решения планово-экономических
задач, в то же время без выполнения этой за-
дачи затруднено и решение задачи 2.3, осо-
бенно в части контроля отработки долот.
Задача 2.3 направлена на достижение
наибольшей проходки на долото с высокой
механической скоростью бурения. При этом
непременным условием является контроль
за состоянием долота и недопущение его
разрушения вследствие чрезмерного изно-
са. Решение задачи серьезно осложняется
при разбуривании тонкослоистого разреза с
резко меняющимися механическими свой-
ствами горных пород, поэтому применяются
специальные приемы и методики, гаранти-
рующие достижение поставленной цели.
Оптимизация спуско-подъемных опе-
раций (задача 2.4) ставит целью выявление в
процессе подъема инструмента интервалов
затяжек с целью их учета при последующем
спуске инструмента, выбор и ограничение
скорости спуска инструмента с целью преду-
преждения гидроразрыва пластов, выдача
рекомендаций на возможность повышения
скорости подъема инструмента с целью оп-
тимальной загрузки привода лебедки.
Задача 2.5 предусматривает непрерыв-
ное определение коэффициента гидравличе-
ских сопротивлений (параллельно с опреде-
лением расхода ПЖ на входе и выходе, плот-
ности ПЖ на входе и выходе, давления в си-
стеме) с целью выяснения факта и причин
отклонений процесса от заданного.
Задача 2.6 является дополнительной по
отношению к задаче 2.4 по времени проведе-
ния, но самостоятельной по цели. Она на-
правлена на обеспечение безопасного прове-
дения СПО путем постоянного контроля за
положением уровня ПЖ в скважине с выда-
чей своевременных рекомендаций на долив
при подъеме (или автоматическое управле-
ние доливом) и контроль возможных погло-
щений и притоков при проведении СПО.
При решении задачи 2.7 может быть
использован большой арсенал средств ГТИ.
Наиболее широкое распространение полу-
чили оперативные методики определения d-
экспоненты в различных модификациях.
Задача 2.8 предусматривает предот-
вращение осложнений (прихват, гидрораз-
рыв пластов) при спуске обсадной колонны,
контроль процесса цементирования, управ-
ление этим процессом с целью обеспечения
заданной высоты подъема цементного рас-
твора за обсадной колонной. Выполнение
этой задачи начинается по существу с кон-
троля состояния скважины после оконча-
ния последнего долбления и включает в се-
бя такие элементы, как учет наличия затя-
жек и посадок инструмента при СПО, ос-
ложнений при проведении комплекса ГИС в
открытом стволе, количества и места уста-
новки центрирующих фонарей, контроль
затяжки резьбовых соединений, втекания
цементного раствора из-за разности плот-
ностей и т. д.
Построение прогнозных и уточненных
прочностных математических моделей гор-
ной породы (задача 2.9) производится, как
правило, при бурении первых скважин на
площади с целью правильного выбора гам-
мы долот, забойных двигателей и проект-
ных режимно-технологических показате-
лей для достижения режимов, близких к оп-
тимальным.
Уточнение моделей производится при
решении задачи 2.10 путем прямого опреде-
ления прочностных и абразивных свойств
горных пород по образцам керна и шлама.
Допускается и косвенное определение этих
свойств по результатам ГТИ.
Контроль и управление траекторией
наклонно направленных скважин (задача
2.11) осуществляется в основном с помощью
забойных телеметрических систем, допуска-
ется применение сбросовых инклинометри-
ческих систем с памятью и инклинометров
на каротажном кабеле.
Реализация задачи 2.12 становится
возможной с появлением в составе ИИС ГТИ
бортовых управляюще-вычислительных
комплексов (УВК). Опробование макета сис-
темы автоматического управления (САУ)
процессом углубления скважины показало
его высокую эффективность в условиях За-
падной Сибири.
3. Диагностические задачи
3.1. Раннее обнаружение газоводонеф-
тепроявлений и поглощений при бурении.
3.2. Определение степени дегазации
ПЖ в циркуляционной системе в связи с воз-
можностью продолжения бурения при про-
явлении.
3.3. Диагностика предаварийных ситу-
аций в реальном масштабе времени.
3.4. Диагностика работы бурового обо-
рудования.
Задача 3.1 особых пояснений не требу-
ет, ее актуальность и методы решения описа-
ны в многочисленной литературе. Однако
наиболее перспективными являются новые
методы раннего обнаружения газопроявле-
ний, которые необходимо внедрить в прак-
тику ГТИ в ближайшее время.
Решение задачи 3.2 возможно с приме-
нением плотномеров и приборов для опреде-
ления содержания свободного газа в ПЖ на
входе в скважину и на выходе из нее. В целом
ряде случаев это позволит продолжать безо-
пасное бурение при незначительных нефте-
газопроявлениях скважины.
Задача 3.3 предусматривает прогноз
прихватов бурового инструмента, его обры-
ва по причине промыва, прогноз возможнос-
ти оставления долота на забое и т. п.
Решение задачи 3.4 может быть осо-
бенно эффективным при диагностике состо-
яния гидравлической части буровых насо-
сов, ремонт которых занимает значительное
время в балансе времени бурения. Обяза-
тельной должна быть диагностика состоя-
ния бурового инструмента с применением
методов неразрушающего контроля.
4. Планово-экономические задачи
4.1. Определение технико-экономичес-
ких показателей бурения.
4.2. Определение баланса времени ра-
боты вахты, буровой бригады (станка).
4.3. Подготовка и передача на верхний
уровень управления сводных форм опера-
тивной отчетности за вахту, долбление, сут-
ки и по скважине в целом.
4.4. Научно обоснованное документи-
рованное распространение передового опы-
та в бурении.
5. Научно-исследовательские
(экспериментальные) задачи
5.1. Проведение планируемых экспери-
ментов с целью построения и уточнения ма-
тематических моделей отдельных техноло-
гических процессов и свойств горных пород.
5.2. Документирование испытаний но-
вых технико-методических средств и техно-
логий.
Цели и объемы ГТИ существенно меня-
ются в зависимости от категории бурящейся
скважины. Так, если для эксплуатационного
бурения основными являются задачи техно-
логии бурения и проведения ГИС, то для по-
исково-разведочного бурения информаци-
онное обеспечение включает в себя весь ком-
плекс геохимических, геологических, техно-
логических и геофизических задач.
Для проведения ГТИ буровые установ-
ки оснащаются комплексом соответствую-
щего оборудования, которое включает:
- комплект датчиков контроля процесса
бурения;
- компьютеризированную подсистему
сбора и обработки информации;
- микропроцессорную подсистему отоб-
ражения информации;
- микропроцессорную подсистему пере-
дачи данных на расстояние;
- рабочее место руководителя буровых
работ.
Комплект датчиков процесса бурения
позволяет измерять следующие параметры;
глубину скважины, скорость бурения, вес на
крюке, частоту вращения ротора, момент на
роторе, расход раствора на входе в скважину
и выходе из скважины, давление промывоч-
ной жидкости, уровень раствора в емкостях,
свойства бурового раствора и другие пара-
метры и показатели процесса бурения.
Переход от пассивного сбора информа-
ции к управлению процессом углубления
скважины коренным образом меняет внут-
реннюю сущность новой организационно -
технологической формы информационного
обеспечения буровых работ, подготавливая
организационно-методическую и техничес-
кую основы автоматизированного управле-
ния процессом бурения.
НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ СКВАЖИН
Проектным профилем скважины назы-
вается траектория бурения от устья скважи-
ны до проектной глубины.
Профиль скважины состоит из направ-
ляющей и эксплуатационной частей.
Направляющей является часть профи-
ля от устья скважины до точки в кровле или
в верхней части продуктивного пласта, на-
зываемой точкой вскрытия пласта, а эксплу-
атационная часть - от точки вскрытия плас-
та до проектного забоя скважины (рис. 15.1)
Верхняя точка участка начального ис-
кривления наклонного ствола называется
точкой забуривания.
Профиль скважины определяет относи-
тельное положение трех точек:
- устье скважины;
- точку вскрытия продуктивного пласта;
- забой скважины.
Основными параметрами профиля
скважины являются:
- глубина;
- длина;
- смещение от устья.
По форме профиля скважины подраз-
деляются на:
- вертикальные:
- наклонные;
- горизонтальные.
Боковым называется ствол, пробурен-
ный из ствола существующей скважины.
При кустовом способе строительства
скважин устья располагаются на одной тех-
нологической площадке. Такими технологи-
ческими площадками могут быть морские
сооружения и основания или площадки на
местности. Расстояния между устьями сква-
жин куста составляют от 1 м при морском
бурении до нескольких десятков метров при
строительстве кустов скважин на суше.
Вертикальные скважины
Вертикальной называется скважина, у
которой устье, точка вскрытия пласта и за-
бой расположены на одной вертикальной
прямой.
RI, R2 • p;ijuiyc(,( крнинjhi.i интервалов профиля;
rxl ,а2 • зенитные угии о копне шпериалоо профиля.
Рис. 15.1. Проектный профиль скважины
Основной целью технологии при буре-
нии вертикальной скважины является пре-
дупреждение искривления ее ствола.
Искривление ствола вертикальной
скважины осложняет дальнейшее бурение и
последующую эксплуатацию:
- в искривленном стволе более интенсив-
но изнашиваются бурильные трубы, что уве-
личивает число аварий с бурильной колонной;
- осложняются спуско-подъемные ра-
боты из-за затяжек бурильной колонны;
- обуславливает интенсивное трение
бурильной колонны о стенку скважины, об-
разование желобов и обвалы горной породы;
- увеличивается расход мощности на
вращение бурильной колонны;
- интенсивно истираются обсадные
трубы промежуточных колонн;
- затрудняется спуск обсадных колонн
в скважину;
- увеличивается опасность смятия об-
садных труб в местах резкого искривления
ствола скважины;
- осложняется цементирование обсад-
ных колонн из-за эксцентричного располо-
жения обсадной колонны в скважине в ин-
тервалах искривления ствола;
- при отклонении ствола от вертикали
сверх допустимых значений необходимо
проводить дополнительные работы по кор-
ректированию траектории бурения;
- увеличивается объем инклинометри-
ческих измерений.
Искривление вертикальной скважины мо-
жет быть вызван техническими, технологичес-
кими и геологическими причинами (табл. 15.1).
Таблица 15.1
Причины, вызывающие искривление
вертикальной скважины
Технические причины Технологические причины Геологические причины
Несовпадение оси буровой вышки с осью ротора и осью направления скважины Потеря устойчивости КНБК в процессе бурения Анизотроп- ность горных пород
Плохое центрирова- ние кронблока по отношению к оси буровой вышки Неправильный выбор типа компоновки бурильной колонны Перемежа- емость пород различной твердости
Наличие изгиба ведущей трубы Применение режима бурения, не учитывающего конструкцию КНБК Степень наклона пластов
Эксцентрич- ное соединение элементов КНБК Применение промывочной жидкости, способству- ющей размыву стенок скважины и снижению их устойчивости Тектонические нарушения
Наличие изгиба, овальности бурильных труб, входящих в состав КНБК Абразивный износ опорно- центрирующих элементов в процессе бурения Степень устойчивости горных пород и стенок скважины
Радиальный люфт вала забойного двигателя Форма сечения ствола скважины Слоистость, сланцева- тость и трещи- новатость горных пород
Для успешной проводки вертикальной
скважины необходимо;
- обеспечить горизонтальность уста-
новки стола ротора, соосность буровой вы-
шки и ротора;
- забуривать ствол скважины на длину
КНБК при малой осевой нагрузке на долото
или “с навеса";
- оценить степень влияния на искрив-
ление ствола скважины геологических фак-
торов и выбрать способ предупреждения ис-
кривления ствола скважины и соответству-
ющую ему конструкцию КНБК, обеспечива-
ющие наименьшую интенсивность искрив-
ления ствола скважины;
- обеспечить контроль геометрических
параметров ствола скважины в пространст-
ве во время бурения.
В практике бурения скважин на нефть
и газ используются два основных способа
предупреждения искривления ствола, осно-
ванные на принципе центрирования долота
и эффекте маятника (табл. 15.2).
Таблица 15.2
Способы предупреждения искривления
ствола скважины
Способ предупрежде- ния искрив- ления ствола скважины Техни- ческие средства Способ бурения Условия приме- нения
Использование веса направляющей части КНБК, находящейся в искривленном стволе скважины. Отвесные (маятни- ковые) КНБК Забойные двига- тели, ротор При бурении в мягких и слабо- устой- чивых породах
Устранение поперечной составляющей силы на долоте, возникающей при деформации КНБК, и совмещение оси долота с осью скважины за счет центраторов Жесткие КНБК Забойные двига- тели, ротор При бурении в устой- чивых горных породах
Наклонно направленные
скважины
На начальном этапе развития техноло-
гии направленного бурения наклонные сква-
жины бурились только с целью достижения
недоступных для вертикальных скважин за-
лежей нефти или газа, расположенных, на-
пример, в шельфовой зоне морей, под озера-
ми и реками, под населенными пунктами и
промышленными сооружениями.
Качественно новым этапом в техноло-
гии направленного бурения стал кустовой
способ строительства скважин, при котором
устья скважин расположены на одной техно-
логической площадке.
У наклонной скважины точка вскры-
тия продуктивного пласта смещена относи-
тельно вертикальной прямой, проходящей
через устье, а эксплуатационная часть про-
филя пересекает продуктивный пласт в по-
перечном направлении.
Профиль ствола наклонной скважины
включает вертикальный участок, участок
начального искривления, сопряженные
между собой тангенциальные и искривлен-
ные интервалы.
Профиль наклонно направленной сква-
жины должен обеспечить:
- минимальные нагрузки на буровое обо-
рудование при спуско-подъёмных операциях;
- безаварийное бурение и крепление;
- минимальные затраты на строитель-
ство скважины;
- свободное прохождение по стволу
скважины приборов и устройств;
- надежную работу внутрискважинного
эксплуатационного оборудования;
- возможность применения методов од-
новременной эксплуатации нескольких го-
ризонтов при разработке многопластовых
месторождений нефти;
- высокое качество скважины как объ-
екта последующей эксплуатации.
При кустовом бурении профиль на-
правленной скважины должен обеспечить
заданную сетку разработки нефтяного или
газового месторождения и экономически ра-
циональное число скважин в кусте при вы-
полнении требований к надёжности эксплу-
атации скважины.
По форме завершающего интервала на-
правляющей части все профили скважины
разделяются на три типа (рис. 15.2):
S-образный;
J-образный;
тангенциальный.
При проектировании наклонной сква-
жины необходимо, учитывая конкретные ус-
ловия бурения, максимально использовать
достоинства того или иного вида профиля.
S-образный вид профиля наклонной
скважины применяется преимущественно в
тех случаях, когда вскрытие продуктивного
пласта предусматривается вертикальным
стволом, а также при проектировании глубо-
ких наклонных скважин.
S-образный профиль наклонной сква-
жины с участком естественного уменьшения
зенитного угла используется:
- в случаях, когда при бурении завер-
шающих интервалов скважины не допуска-
ется применение КНБК с опорно-центриру-
ющими элементами;
- при отсутствии у бурового предприя-
тия необходимых опорно-центрирующих
элементов для оснащения низа бурильной
колонны;
- в районах, где интенсивность естест-
венного уменьшения зенитного угла незна-
чительна.
а б в
Рис. 15.2. Виды профиля наклонной скважины:
а - тангенциальный; б - S - образный; в - J - образный.
Н - проектная глубина; А - проектное смещение; Нв - длина вертикального участка; Rj - радиус кривизны
участка начального искривления; а, - зенитный угол в конце участка начального искривления; L - длина тан-
генциального участка; R2, R3 - радиус кривизны третьего и четвертого участков профиля, соответственно;
а2, а3 - зенитный угол в конце третьего участка профиля и на проектной глубине, соответственно
J-образный профиль наклонной сква-
жины целесообразно применять:
- в целях уменьшения зенитного угла
ствола скважины в интервале установки и
работы внутрискважинного эксплуатацион-
ного оборудования;
- для вскрытия и пересечения продук-
тивного пласта под большим углом;
- при строительстве кустовых скважин,
в целях обеспечения проектного смещения
забоя скважины от вертикали и, соответст-
венно, рационального количества скважин в
кусте при выполнении требований к величи-
не зенитного угла в интервале расположения
внутрискважинного оборудования для добы-
чи нефти;
- для уменьшения интервала направ-
ленного бурения отклонителем.
При тангенциальном профиле достига-
ется максимальное смещение забоя скважи-
ны при минимальном зенитном угле ствола
скважины. Этот профиль применяют для
проектирования наклонно направленных
скважин с большим смещением забоя от вер-
тикали, а также при кустовом бурении, на-
пример, для проектирования скважин с
большим вертикальным участком.
Тангенциальный профиль наклонно
направленной скважины может эффективно
использоваться при строительстве скважин
только на таких нефтегазовых месторожде-
ниях, где обеспечивается устойчивая работа
КНБК при бурении наклонной части профи-
ля скважины.
На выбор вида профиля скважины
оказывает влияние оснащенность буровых
предприятий специальными устройства-
ми и инструментами для наклонно на-
правленного бурения и технологической
оснасткой низа бурильной колонны, а так-
же средствами контроля параметров тра-
ектории бурения.
Горизонтальные скважины
В отличие от наклонных скважин экс-
плуатационная часть профиля горизонталь-
ной скважины расположена вдоль продук-
тивного пласта.
Наличие такого участка является
принципиальным отличием профиля гори-
зонтальной скважины от профиля наклон-
ной скважины, определяющим методику его
проектирования и технологию проводки
скважины в целом.
По величине радиуса кривизны ствола
различают три вида профиля горизонталь-
ной скважины: с большим, средним и малым
радиусами кривизны (рис. 15.3).
С большим (более 190 м) радиусом кри-
визны проектируют скважины, которые
имеют значительное проектное смещение и
длину горизонтального участка (600... 1500
м и более). При строительстве таких сква-
жин используются техника и технология на-
клонно направленного бурения, позволяю-
щие получать максимальную интенсивность
искривления - в диапазоне 0,7...2,0 град на
10 м проходки.
Преимущества профиля с большим ра-
диусом кривизны:
- проводка скважины осуществляется с
использованием обычных технических
средств и технологии наклонного бурения;
- достигается максимальная длина го-
ризонтального интервала;
- можно использовать роторный способ
бурения, что позволит улучшить показатели
строительства скважины;
- возможность применения обычных
обсадных и бурильных труб;
- нет жёстких ограничений на выбор
схемы заканчивания скважины;
- удовлетворяет всем требованиям тех-
нологии геофизических исследований и от-
бора керна.
Недостатки:
- большая длина интервала направлен-
ного бурения:
- значительная протяжённость откры-
тых участков ствола, а, следовательно, боль-
шая вероятность осложнений;
- большая длина ствола скважины, что
увеличивает стоимость бурения.
Профиль со средним радиусом кривиз-
ны применяют при строительстве новых
скважин, а также боковых стволов. Проекти-
рование профиля скважины осуществляют
по радиусу 60... 190 м, что соответствует ин-
тенсивности увеличения зенитного утла от 3
до 10 град/10 м при длине горизонтального
участка соответственно 450...900 м.
Преимущества скважин со средним ра-
диусом кривизны:
- уменьшение длины открытого ствола;
- направленное бурение осуществляет-
ся на более коротком интервале;
- возможность проводить каротаж и от-
бор керна;
- более высокая точность проводки
скважины.
Недостатки:
- необходимость использования неко-
торых специальных инструментов и обору-
дования;
- требуются специальные забойные
двигатели;
- значительные циклические нагрузки
на бурильную колонну приводят к необходи-
мости использования бурильных труб повы-
шенной прочности;
- высокие интенсивности искривления
ствола скважины ограничивают выбор схе-
мы заканчивания скважины.
Горизонтальные скважины с малым ра-
диусом кривизны применяют при разбури-
вании месторождений, находящихся на по-
здней стадии эксплуатации, а также для бу-
рения боковых стволов.
Профиль скважины с малым радиусом
кривизны позволяет установить насосное
оборудование в вертикальной части скважи-
ны и обеспечить наибольшую точность по-
падания ее ствола в заданную точку продук-
тивного пласта. При этом радиус кривизны
ствола скважины составляет 10...30 м (ин-
тенсивность увеличения зенитного угла
11.. .25 град/ 10 м) при длине горизонтально-
го участка от 90 до 250 м.
Для бурения скважин по малому радиу-
су в компоновку низа бурильной колонны
(КНБК) включают гибкие трубы, шарниры и
укороченный забойный двигатель.
Преимущества скважин с малым ради-
усом кривизны:
- минимальный интервал направлен-
ного бурения;
- значительное приближение точки за-
буривания к продуктивному пласту повыша-
ет точность проводки горизонтального ин-
тервала скважины;
- минимальная длина ствола.
Недостатки:
- необходимость применения специаль-
ного бурового оборудования;
- использование нетрадиционных ме-
тодов бурения;
- ограничение по длине горизонтально-
го интервала;
- трудность управления азимутом, осо-
бенно при роторном бурении;
- нельзя использовать обычные систе-
мы для проведения каротажа скважины;
- ограничение на выбор схемы закан-
чивания;
- низкие скорости бурения.
Проводка эксплуатационной части
профиля горизонтальной скважины может
осуществляться параллельно кровле продук-
тивного пласта или наклонно.
Профиль эксплуатационной части
ствола скважины может быть:
- прямым;
- вогнутым;
- выпуклым;
- волнообразным.
В продуктивных пластах (однородных
или неоднородных) небольшой толщины
(5...7 м на глубине залегания до 800 м и
10... 15 м на глубине залегания 800...2000 м)
целесообразно вписывание горизонтального
участка в среднюю по толщине часть пласта
по траектории, параллельной кровле и по-
дошве пласта (рис. 15.4).
Рис. 15.4 . Схема вскрытия продуктивного
пласта горизонтальным стволом
Низко проницаемые нефтяные пласты
значительной толщины преимущественно с
вертикальной трещиноватостью в водопла-
вающих залежах с активной подошвенной
водой (рис. 15.5) также целесообразно разбу-
ривать параллельным горизонтальным
стволом. Такой профиль скважины позволит
пересечь значительно большее число верти-
кальных трещин. Кроме того, благодаря
большей поверхности фильтрации возможна
эксплуатация с небольшой депрессией для
предупреждения прорыва воды по трещи-
нам. Даже в условиях значительного умень-
шения депрессии в связи с многократным
расширением зоны дренированием горизон-
тальные скважины дают большие дебиты.
Рис. 15.5. Схема вскрытия продуктивного
пласта с вертикальной трещиноватостью и
подошвенной водой горизонтальным стволом
Если продуктивный пласт имеет не-
большую мощность и неоднородную струк-
туру, при которой продуктивные зоны чере-
дуются с непродуктивными прослоями, при-
чем точное расположение продуктивных зон
неизвестно, то такие пласты целесообразно
вскрывать волнообразно (рис. 15.6).
Рис. 15.6. Схема вскрытия продуктивного пла-
ста волнообразным горизонтальным стволом
Такой вид горизонтального ствола мо-
жет успешно применяться в залежах платфор-
менного типа, когда толщина пласта и просло-
ев меняется по площади, продуктивный раз-
рез недостаточно устойчив, в непосредствен-
ной близости над ним залегают породы, тре-
бующие надежной изоляции обсадными тру-
бами с цементированием. Залежи подобного
типа широко распространены в России (на-
пример, в Западной Сибири) и за рубежом, из
них добывается основное количество нефти.
Волнообразный ствол целесообразно
применять при отсутствии в кровле и по-
дошве активных водоносных, газоносных и
поглощающих пластов, так как возможны
выходы ствола за пределы пласта.
В условиях слоисто неоднородных плас-
тов небольшой толщины, расчлененных не-
проницаемыми прослоями, характерных для
многих залежей нефти Западной Сибири, го-
ризонтальный ствол, параллельный кровле
или подошве пласта, может пройти по одному
из непродуктивных прослоев, окажется изо-
лированным от остальных. Основная часть
разреза при этом окажется невскрытой. При
переслаивании песчаников с глинами про-
дуктивный пласт целесообразно вскрывать
Рис. 15.7. Схема вскрытия неоднородного про-
дуктивного пласта горизонтальным стволом
Пологие наклонные горизонтальные
участки проектируются преимущественно
тангенциальными. Если геологические или
иные условия не позволяют осуществлять
стабилизацию зенитного угла непосредст-
венно в продуктивном пласте, то использу-
ются горизонтальные участки выпуклой или
вогнутой формы.
Геометрия направляющей части про-
филя горизонтальной скважины зависит от
следующих факторов:
- структура и литология горных пород,
расположенных непосредственно над
вскрываемым продуктивным пластом;
- конструкция скважины;
- длина горизонтального участка;
- статический уровень пласта;
- возможности существующей техноло-
гии горизонтального бурения.
Скважины с горизонтальным участком
протяженностью свыше 500 м проектируют-
ся в целях снижения сил сопротивления при
перемещении бурового инструмента в сква-
жине, а также создания достаточной нагруз-
ки на долото, только с большим радиусом ис-
кривления. При этом используются профили
вида 1, 2 и 5 (рис. 15.8).
Проводка отдельных участков профиля
вида 2 или 5 горизонтальных скважин мо-
жет осуществляться не ориентированно, т. е.
с применением КНБК, что существенно уп-
рощает технологию бурения таких скважин
и сокращает время на проведение инклино-
метрических работ.
При проводке горизонтальных сква-
жин по среднему радиусу кривизны сущест-
венно повышается точность вскрытия про-
дуктивного пласта и, следовательно, точ-
ность проводки горизонтального участка в
самом пласте.
Для проектирования скважины со
средним радиусом кривизны используются
преимущественно профили вида 1, 2, 3, реже
4 и 5 (см. рис. 15.8).
Тангенциальный участок включается в
тех случаях:, когда требуется обеспечить сме-
щение на проектной глубине, превышающее
радиус кри визны наклонного участка, а так-
же для проектирования горизонтальных
скважин на месторождениях, где не отрабо-
тана технология ориентированного бурения
и поэтому велика вероятность отклонения
траектории бурения от проектного профиля.
В этом случае проводку скважины можно
осуществлять без изменения конструкции
отклонителя, увеличив или сократив длину
тангенциального участка профиля.
При проектировании горизонтальной
скважины со средним радиусом кривизны
проектную интенсивность увеличения зе-
нитного угла принимают обычно на 10-20 %
меньше максимальной интенсивности уве-
личения зенитного угла, обеспечиваемой
имеющимся в распоряжении буровой орга-
низации отклонителем.
Профили с малым радиусом кривизны
используют при проектировании бокового
ствола скважины, а также для вскрытия го-
ризонтальным стволом маломощных про-
дуктивных пластов. Такие скважины проек-
тируются преимущественно по профилю ви-
да 1 (см. рис. 15.8).
Когда радиусы кривизны участка на-
чального искривления и интервалов наклон-
ной части профиля скважины существенно
отличаются друг от друга, то используются
профили вида 2 (см. рис. 15.8).
В тех случаях, когда кровля продуктив-
ного пласта представлена неустойчивыми
горными породами, требующими перекры-
тия их обсадной колонной, используют ком-
бинированный профиль направляющей час-
ти горизонтальной скважины. У такого про-
филя верхние интервалы проектируются по
большому радиусу кривизны, а нижние - по
среднему или короткому.
Боковые стволы
Бурение бокового ствола из вырезанно-
го участка обсадной колонны является эф-
фективным способом восстановления без-
действующих и повышения производитель-
ности малодебитных скважин.
Забуривание бокового ствола из обсад-
ной эксплуатационной колонны наклонной
или вертикальной скважины производится
следующими способами (рис. 15.9):
- фрезерование по всему сечению части
эксплуатационной колонны скважины с по-
мощью вырезающего устройства и забури-
вание бокового ствола двигателем-отклони-
Бурение бокового ствола из
щелевидного окна в
обсадной колонне
Бурение бокового ствола из вырезанного по всему сечению
участка обсадной колонны
_______и________
Стационарный или
съёмный клиновой
отклонитель
_______и________
Стационарный или
съёмный клиновой
отклонитель
Зарезной цементный
мост
_____и_____
Недостатки
н ч ч н н
1. Высокая точность ори- ентирования за счёт исклю- чения скручи- вания буриль- ной колонны. 2. Возмож- ность исполь- зования ро- торного спосо- ба бурения, 3. Небольшой объём фрезе- руемого ме- талла. 4. Вырезание одновременно нескольких ко- лонн. 1. Высокая ве- роятность ос- ложнений при спуске клина. 2. Большая ме- таллоемкость конструкции клина. 3. Для забури- вания каждого следующего бо- кового ствола нужно вырезать новое «окно». 4. Сложная подготовка скважины к спуску клина и высокие требо- вания к состоя- нию обсадной колонны. 5. Невозможно забурить вто- рой боковой ствол в месте забуривания первого. 1. Высокая точность ори- ентирования. 2. Возмож- ность исполь- зования ротор- ного способа бурения. 1. Дополни- тельная техно- логическая опе- рация по уста- новке клина. 2. Необходи- мость в специ- альном обору- довании. 3. Возможно смещение клина. 4. Вероятность осложнений при спуске клина. 5. Сложная подготовка скважины к спуску клина и высокие тре- бования к со- стоянию об- садной колон- ны в интервале спуска. 1. Из одного «окна» можно пробурить не- сколько боко- ! вых стволов в разных на- правлениях. 2. «Окно» можно использовать многократно. 3. Не требуется специальное технологичес- кое оборудова- ние (клин, па- кер и Т.Д.). 4. Исключают- ся осложнения при спуско- подъёмных операциях. 5. В случае не- удачи можно повторить за- буривание.
Рис. 15.9. Способы забуривания бокового ствола
1. Большие за-
траты времени
на вырезание
(необходимо
вырезать не
менее 7-8 м.
обсадной ко-
лонны).
2. Сложность
ориентирова-
ния и управле-
ния отклони-
телем на боль-
ших глубинах.
телем с зарезного цементного моста или с
подвесного клина;
- формирование фрезером щелевидно-
го окна в обсадной эксплуатационной колон-
не с подвесного клина с последующим забу-
риванием бокового ствола с помощью двига-
теля-отклонителя или роторным способом;
- забуривание с клинового устройства
через окно, предварительно установленное в
обсадной колонне и закрытое легко разбури-
ваемым материалом.
Забуривание бокового ствола с зарез-
ного цементного моста, установленного в
полностью вырезанном интервале обсад-
ной эксплуатационной колонны, по сравне-
нию с технологией бурения бокового ствола
через щелевидное окно, имеет следующие
преимущества:
- полностью исключаются проблемы,
связанные со спуском и закреплением клина;
- из вырезанного интервала обсадной
колонны можно пробурить несколько боко-
вых стволов;
- имеется возможность повторного ис-
пользования существующего вырезанного
интервала;
- широкий спектр радиусов искривле-
ния ствола в месте забуривания.
Кроме того, в случае использования тех-
нологии забуривания бокового ствола с зарез-
ного цементного моста предъявляются менее
жесткие требования к состоянию обсадной
эксплуатационной колонны. Так как восста-
новлению подлежат старые скважины, мно-
гие из которых построены свыше 20 лет назад
и имеют различные дефекты обсадной экс-
плуатационной колонны, то такая технология
имеет большую область применения.
Технология направленной проводки бо-
кового ствола скважины включает следую-
щие этапы;
- установка отсекающего цементного
моста или пакера над интервалом перфора-
ции или фильтром;
- исследование старого ствола скважи-
ны (инклинометрия, цементометрия, лока-
тор муфт, шаблонирование);
- выбор схемы забуривания и проекти-
рование бокового ствола;
- подготовка скважины к проведению
работ по забуриванию и бурению бокового
ствола (замена внутрискважинной жидкос-
ти на воду или буровой раствор, шаблониро-
вание или проработка обсадной колонны
райбером или скребком);
- фрезерование обсадной колонны по
всему сечению с помощью вырезающего уст-
ройства или формирование с подвесного
клина щелевидного окна в обсадной эксплу-
атационной колонне;
- установка зарезного цементного мос-
та в открытом интервале ствола, получен-
ном в результате фрезерования обсадной ко-
лонны;
- ориентирование двигателя-отклони-
теля или подводного клина в обсадной экс-
плуатационной колонне;
- забуривание и бурение бокового ство-
ла с зарезного цементного моста или с под-
весного клина;
- направленное бурение бокового ствола;
- крепление бокового ствола «хвостовиком».
Отклонители и компоновки
низа бурильной колонны
(КНБК)
Двигатели-отклонители
Двигатель-отклонитель - это устройст-
во для бурения искривленных интервалов
профиля скважины, у которого направление
искривления задано конструктивно.
Двигатели-отклонители изготовляются
на базе турбобура, винтового забойного дви-
гателя и электробура.
На рис. 15.10 представлены основные кон-
структивные схемы двигателя-отклонителя.
Процесс ориентирования двигателя-
отклонителя в скважине заключается в
определении его положения относитель-
но репера и повороте на необходимый
угол. Ориентирование двигателя-откло-
нителя производится непосредственно
перед началом бурения. Поворот двигате-
ля-отклонителя осуществляют посредст-
вом колонны бурильных труб и ротора бу-
ровой установки.
В процессе бурения двигатель-откло-
нитель из-за скручивания бурильной колон-
ны под действием реактивного момента за-
бойного двигателя может отклоняться от
проектного направления. Поэтому при буре-
нии положение двигателя-отклонителя
должно постоянно отслеживаться и коррек-
тироваться.
Способы управления двигателем-от-
клонителем в процессе бурения:
- путем поворота бурильной колонны
ротором буровой установки;
- за счет изменения нагрузки на долото;
- за счет изменения расхода промывоч-
ной жидкости.
При бурении наклонно направленных и
горизонтальных скважин с большим радиусом
кривизны (более 190 м) обычно применяют
турбинные отклонители ТО-172, ТО2-195,
ТО2-240, а также турбинные отклонители,
включающие шпиндель-отклонитель ШО1-
195 и одну или несколько секций турбобура [1]
(табл 13.3).
Для бурения горизонтальных скважин
по среднему (30 - 190 м) радиусу кривизны
используются специально разработанные
для горизонтального бурения отклонители
на базе винтового забойного двигателя (ВЗД)
серии ДГ, а также шарнирный двигатель-от-
клонитель ОШ-172 [2].
Таблица 15.3
Размеры и энергетические параметры
отклонителей типа ТО и ШО1 -195
Параметры Тип отклонителя
ТО-172 ТО2-195 ТО2-240 ШО1-195
Диаметр, мм 172 195 240 195
Длина, м 10,7 10,1 10,2 4,6
Масса, кг 1500 1848 2593 875
Длина направляющей секции,м 2,00 2,02 2,35 2,48
Частота вращения вала, об/мин 670 660 660 -
Вращающий момент при максимальной мощности, Н«м 650 810 2040 -
Расход жидкости, л/с 25 30 50 -
Перепад давления при максимальной мощности, МПа 3,8 3,3 4,1 -
Примечание. Отклонитель ШО1-195 выполнен в виде
шпинделя и используется в сочетании с турбобуром
диаметром 195 мм.
Обладая рядом конструктивных осо-
бенностей и рациональным соотношением
момента и частоты вращения ВЗД, в отли-
чие от турбобуров, эффективно используют-
ся в различных технологиях наклонного и
горизонтального бурения.
Двигатели-отклонители серии ДГ (табл.
15.4) характеризуются следующими особен-
ностями, учитывающими требования техно-
логии бурения горизонтальных скважин (1):
Таблица 15.4
Двигатели-отклонители серии ДГ
Параметры ДГ-155 ДГ-172 ОШ-172 ДГ-176
Диаметр, мм 155 172 172 176
Длина, мм -обшдя -верхней секции -нижней секции 4300 2700 1600 3870/4300* 1854 1460 2945 1555 1390 5325* 1570 750
Диаметр долота, мм 190,5- 215,9 190,5-215,9 215,9 215,9
Расход жидкости, л\с 24-30 24-35 25-35 25-35
Частота вращения, об\мин 130-160 150-190 80-110 90-120
Вращающий момент, Нм 3500- 4000 3500 -4000 1500- 3000 7400- 9800
Перепад давления, МПа 6,5-7,5 5,8-7,8 3,5-4,5 7,2-9,7
Угол перекоса секций (макс.), град 3 3 , 3,5 3
* Длина двигателя а сборе с кривым переводником и
шарниром.
- уменьшенной длиной, достигаемой
сокращением габаритов шпинделя;
- уменьшенным наружным диаметром
108 против 120 мм, 155 против 172 мм, что
обеспечивает надежное прохождение двига-
теля с опорно-центрирующими элементами
в стволе скважины и улучшенную гидроди-
намическую ситуацию в затрубном прост-
ранстве;
Рис. 15.10. Основные конструктивные схемы двигателя-отклонителя:
а - с одним перекосом; б - с двумя перекосами; в - с двойным изгибом шпинделя; г - с одним переко-
сом и подпорами; д - без перекоса с децентратором; е - с одним перекосом и корпусным шарниром.
1 - долото; 2 - шпиндель; 3 - искривленный переводник' 4- секция двигателя,' 5 - переводник' 6 - допол-
нительный искривленный переводник', 7 - центратор; 8 - шпиндель с двойным изгибом; 9 - подпора; 10 -
децентратор; 11 - телеметрическая система; 12 - корпусный шарнир
- многообразием механизмов искривле-
ния корпуса, что позволяет использовать
различные технологии проводки скважин;
- наличием опорно-центрирующих эле-
ментов, вариации которых обеспечивают
проводку скважин по различным радиусам
искривления.
В 90-х годах во ВНИИБТ создана новая
серия забойных двигателей типа ДГ диамет-
ром 60 - 127 мм для проводки горизонталь-
ных скважин и ремонта существующих (см.
табл. 15.5).
Двигатели-отклонители типа ДГ диаме-
тром от 60 до 127 мм специально разработа-
ны для забуривания и бурения горизонталь-
ного бокового ствола скважины из эксплуа-
тационных колонн диаметром 140, 146, 168
и 219 мм (табл. 15.5).
Двигатели-отклонители диаметром 95
и 108 мм имеют несколько конструктивных
исполнений. Для рациональной отработки
долот двигатели поставляются с рабочими
парами с различной частотой вращения
100-120 и 180-200 об/мин.
В целях исключения влияния на работу
двигателя-отклонителя изгибающего мо-
мента, действующего со стороны бурильной
колонны, и для улучшения его вписывания в
искривленный ствол скважины в некоторых
случаях над забойным двигателем устанав-
ливают шарнир сферического или плоскост-
ного типа [2].
Двигатели-отклонители, предназна-
ченные для бурения по среднему и коротко-
му радиусам, могут оснащаться опорными
элементами в виде подпор, расположенных
на искривленном переводнике и шарнире.
Такая конструктивная схема позволяет су-
щественно уменьшить радиус кривизны
скважины без увеличения угла перекоса ис-
кривленного переводника.
В некоторых нефте- и газодобывающих
регионах СНГ (Башкирия, Туркмения, Укра-
ина) для бурения скважин применяется эле-
ктробурение.
Для бурения горизонтальных скважин
используются электробуры с механизмами
искривления (МИ), которые устанавливают-
ся между самим электрическим двигателем
и шпинделем электробура (табл. 15.6). Раз-
работаны механизмы искривления для элек-
тробуров Э-240, Э-190, Э-164 и Э-127 с раз-
личными углами перекоса (1°, 1,5° и 2°), при
необходимости, имеется возможность уста-
новить сдвоенный механизм искривления
(например: 1°+1°, 1°+1,5°, 1°+2°) для увеличе-
Таблица 15.5
Двигатели-отклонители ДГ (60 -127 мм)
Параметры ДГ-60 ДЭ88 ДГ-95 ДГ-108 ДГ-127
Диаметр, мм 60 88 95 108 127
Длина, мм -обшдя -версией секции -нижней секции 2300 1350 950 3570 2120 1450 2640 2110 530 2565 1970 620 5385 3765 1620
Диаиетрдолота, ми 76 112 120,6 139,7- 151 139,7- 158
Раоеджиокости, л\с 1-2 5-7 6-10 6-12 15-20
Частота вращения, об\мкн 180- 360 180- 300 120- 200 80-160 200- 250
Врапроший момент, l-Ki 70-100 400- 600 600- 900 800- 1300 2200- 3000
Перепад давления, МПа 4,5-5,5 5,8-7,0 4,5-6,0 3,5-5,5 5,5-8,5
Угол перекоса секций, гред 1,5 5 4,0 4,0 3
ния темпа увеличения угла бурящейся сква-
жины (табл. 15.7) [4].
Для контроля траектории бурения и по-
ложения двигателя-отклонителя в скважине
используют телеметрическую систему, диа-
метр которой может быть равен диаметру
самого забойного двигателя, а длина 6 м и
более. Корпус такой телеметрической систе-
мы обладает значительной жесткостью на
изгиб, которая сравнима с жесткостью само-
го забойного двигателя. Поэтому телеметри-
ческая система оказывает существенное
влияние не только на работу двигателя-от-
клонителя, но и определяет условия его про-
хождения по стволу скважины. В целях сни-
жения жесткости нижней части бурильной
колонны между двигателем-отклонителем и
телеметрической системой и над последней
устанавливаются шарнирные узлы или гиб-
кое звено.
Турбинные отклонители ТО-172, ТО2-
195 .ТО2-240, ШО1 -195, отклонители на базе
ГВЗД серии ДГ, а также электробуры с меха-
низмом искривления реализуют в процессе
бурения преимущественно принцип асимме-
тричного разрушения горной породы.
В зарубежной практике горизонталь-
ного бурения кроме аналогов указанных вы-
ше двигателей-отклонителей используются
специальные отклоняющие системы ориен-
тированного бурения [5]:
- с изменяемым углом изгиба искрив-
ленного переводника на забое;
- с двойным изгибом корпуса;
- с децентраторами.
Французский институт нефти и газа
разработал отклоняющую систему «Телепи-
лот», которая состоит из трех модулей:
- короткого винтового забойного двига-
теля;
- механизма искривления;
- забойной системы управления меха-
низмом искривления.
Таблица 15.6
Техническая характеристика механизмов
искривления с одним углом перекоса
Тип механизма искривления Техническая характеристика
угол искрив- ления, 0 наруж- ный диа- метр, мм длина МИ, мм масса МИ, кг
МИ-164-1В5 1 164 915 84
МИ-164-1,5В5 1,5 164 915 84
МИ-190-1В5 1 185 855 98
МИ-190-1,5В5 1,5 185 855 98
МИ-240-1В5 1 240 920 160
МИ-240- 1.5В5 1.5 240 920 160
МИ-240-2В5 2 240 920 160
Таблица 15.7
Техническая характеристика механизмов
искривления с двумя углами перекоса
Тип механизма искривления Техническая характеристика
угол искривления наруж- ный диаметр корпуса, мм длина МИ, мм масса МИ, мм
со сто- роны двига теля со сто- роны шпин деля
МИ-127-1-1В5 1 1 127 2400 110
МИ-127-1-1,5В5 1 1,5 127 2400 110
МИ-164-1-1В5 1 1 164 2400 262
МИ-164-1-1,5В5 1 1,5 164 2400 262
МИ-164-1-2В5 1 2 164 2400 262
МИ-190-1-1В5 1 1 185 2400 290
МИ-190-1-1,5В5 1 1,5 185 2400 290
МИ-190-1-2В5 1 2 185 2400 290
МИ-240-1-1В5 1 1 240 2400 350
МИ-240-1-1,5В5 1 1,5 240 2400 350
МИ-240-1-2В5 1 2 240 2400 350
Механизм искривления состоит из кор-
пуса в виде двух трубчатых секций, связан-
ных между собой подшипником, ось которо-
го наклонена к оси каждой секции под рав-
ным углом, расположенных в корпусе приво-
да и фиксирующего узла. При вращении
нижней секции корпуса происходит искрив-
ление корпуса. При повороте нижней секции
корпуса на угол, равный 180 град, относи-
тельно исходного положения, при котором
оси секций находятся на одной прямой, кор-
пус изгибается на максимальный угол. Пу-
тем последовательных поворотов получают
различные значения угла перекоса корпуса.
«Телепилот» изготовляется двух типоразме-
ров - 73Л" и 9'/2".
Двигатель-отклонитель с двойным из-
гибом корпуса включает винтовой гидравли-
ческий забойный двигатель и шпиндель,
корпус которого выполнен с двойным изги-
бом, причем направление одного изгиба про-
тивоположно направлению другого. Общий
угол изгиба изменяется от 0,13 до 0,78° [2].
Для передачи вращающего момента долоту
вал забойного двигателя имеет в месте изги-
ба шарнирный узел. В верхней и нижней ча-
стях забойного двигателя расположены
опорно-центрирующие элементы.
При использовании двигателя-откло-
нителя с двойным изгибом корпуса эксцен-
триситет бурильной колонны меньше, чем
в случае применения обычного отклоните-
ля с одним искривленным переводником,
что позволяет осуществлять вращение дви-
гателя в течение продолжительного време-
ни, если не требуется отклонить скважину
от первоначального направления. При про-
водке прямолинейного участка ствола сква-
жины бурильную колонну вращают рото-
ром с частотой 60-100 об/мин. Поскольку
вращение колонны препятствует действию
отклоняющей силы в какой-либо опреде-
ленной точке, ствол скважины формирует-
ся прямолинейным.
Для того, чтобы отклонить скважину от
прямолинейного направления, двигатель-
отклонитель ориентируется в соответствии с
показаниями системы контроля. При даль-
нейшем бурении положение двигателя-от-
клонителя не меняют.
Чередуя роторный и ориентируемый
способы бурения, можно осуществлять про-
водку скважин по сложному профилю одним
долблением без смены КНБК.
Отклоняющая система с децентрато-
рами включает забойный двигатель с доло-
том, центратором и расположенный на кор-
пусе забойного двигателя между долотом и
центратором децентратор. По другой схеме
децентратор может располагаться над цен-
тратором. Назначение децентратора за-
ключается в создании отклоняющей силы
на долоте.
Такая отклоняющая система так же,
как и отклонитель с двойным изгибом кор-
пуса, может использоваться при роторно-
ориентированном способе проводки на-
клонно направленных и горизонтальных
скважин.
Способ полностью основывается на ис-
пользовании отклоняющей силы на долоте,
которое должно иметь соответствующие ха-
рактеристики в части способности к разру-
шению горной породы в поперечном направ-
лении.
В отличие от отклонителя с двумя изги-
бами корпуса, у отклоняющей системы с де-
центратором очень маленький угол перекоса
долота в скважине, поэтому диаметр ствола
скважины при роторном способе бурения
увеличивается незначительно.
Расчет отклонителя
Для расчета жестких отклонителей
можно использовать упрощенные методы, в
которых деформация не учитывается.
Расчет геометрических параметров от-
клонителя следует начинать с направляю-
щей секции, включающей долото, шпиндель
и искривленный переводник.
Если диаметр искривленного перевод-
ника равен диаметру шпинделя забойного
двигателя, то максимальная длина (LlmJ,
при которой обеспечивается вписывание на-
правляющей секции отклонителя в искрив-
ленный ствол скважины с радиусом кривиз-
ны (R),
Llmax=2,47R(D-d) ,
где D - диаметр скважины, м;
d - диаметр шпинделя, м.
Если диаметр искривленного перевод-
ника больше диаметра шпинделя забойного
двигателя или искривленный переводник
снабжен дополнительной опорой в виде на-
кладки, то предельная длина (Ь2г„ах) такой на-
правляющей секции рассчитывается по
формуле
L2max = 71ora + rb-6Ra/a(a + b) -
где De - диаметр искривленного перевод-
ника или рабочей поверхности накладки, м;
A = D-d;
В = D - De.
Для выполнения условия равенства ну-
лю угла между осью долота и касательной к
оси скважины (угла перекоса долота в сква-
жине) длину направляющей секции откло-
нителя можно вычислять:
L3 = ^/R(D-d) .
Если длина направляющей секции
меньше величины, рассчитанной по этой
формуле, то долото будет направлено в сто-
рону искривления скважины, а при большей
длине - в противоположную сторону.
Для бурения скважин по среднему и ма-
лому радиусам кривизны целесообразно ис-
пользовать отклонители с длиной направля-
ющей секции, при которой угол перекоса до-
лота в скважине равен нулю или долото на-
правлено в сторону ее искривления, т. е. при
длине, меньшей или равной L3.
Что же касается длины промежуточной
или верхней секции отклонителя, то они оп-
ределяется типом отклонителя. При этом
она должна соответствовать следующим
требованиям.
Для жестких отклонителей длина
верхней и промежуточной секций должна
быть меньше длины жесткого звена КНБК
[2]. Кроме того, промежуточная и верхняя
секции жестких отклонителей должны впи-
сываться в искривленный ствол скважины,
т. е. их длина ( Ln) должна удовлетворять со-
отношению
L„ <2,828^(0-6) .
В том случае, если по концам секции ус-
тановлены опорные устройства, диаметр ко-
торых больше диаметра забойного двигате-
ля, то
L„ <2^R(2D-DC -d) .
Если отклонитель гибкий, то для при-
ведения его к схеме жесткого отклонителя
над искривленным переводником устанав-
ливается верхнее опорное устройство в виде
центратора или дополнительного искрив-
ленного переводника.
Конструкция многосекционного тур-
бобура не позволяет устанавливать между
его секциями дополнительный искривлен-
ный переводник. В этом случае между сек-
циями турбобура или на корпусе на рас-
четном расстоянии следует установить
передвижной центратор или закрепить на
корпусе турбинной секции с противопо-
ложной направлению изгиба искривлен-
ного переводника опорный элемент в виде
подпоры.
С точки зрения надежности работы от-
клонителя опорное устройство в виде ис-
кривленного переводника обладает по срав-
нению с центратором следующими преиму-
ществами:
- не создает дополнительных гидравли-
ческих сопротивлений;
- не препятствует перемещению откло-
нителя по стволу скважины;
- исключает накопление шлама горной
породы над отклонителем;
- абразивное изнашивание его рабочей
поверхности практически не оказывает вли-
яния на работу отклонителя, в то время как
при изнашивании центратора может нару-
шиться расчетная схема взаимодействия от-
клонителя со стволом скважины, так как
центратор при значительном изнашивании
перестает быть опорой.
Для отклонителей в соответствии с за-
данным радиусом кривизны скважины рас-
считывается необходимый угол изгиба ис-
кривленного переводника. Причем для откло-
цителей жесткого типа расчет угла изгиба ис-
кривленного переводника допускается произ-
водить по упрощенной формуле, при выводе
которой деформации не учитывались:
А = arcsin
L1 +L2
2R
где R - радиус кривизны ствола скважины, м;
L,, La - длина нижней и верхней секций
отклонителя соответственно, м;
Л - угол перекоса искривленного пере-
водника, град.;
D, d - диаметр скважины и корпуса от-
клонителя соответственно, м:
0 = arctg
D-d
2L,
Точность ориентирования
отклонителя в скважине
Инклинометрия в интервале бурения
отклонителем показывает, что изменение
направления ствола скважины во многих
случаях не совпадает с направлением уста-
новки отклонителя.
Существенные ошибки при ориентиро-
вании отклонителя происходят при однора-
зовом контроле положения отклонителя с
последующим поворотом бурильной колон-
ны на расчетный угол в соответствии с ожи-
даемым реактивным моментом забойного
двигателя.
Опыт бурения показывает, что, даже
имея постоянную информацию о фактичес-
ком положении отклонителя с помощью
средств телеконтроля, ориентирование его в
пространственно искривленном стволе
скважины является сложной задачей и при
малых зенитных углах. При этом возмож-
ность точной ориентации отклонителя
уменьшается с увеличением глубины сква-
жины. Начиная с определенной глубины
скважины, ориентирование отклонителя в
стволе скважины путем поворота верхнего
конца бурильной колонны ротором стано-
вится невозможным из-за низкой жесткости
на кручение и увеличения угла закручива-
ния бурильной колонны.
Экспериментальные промысловые ис-
следования поведения отклонителей при
ориентировании путем поворота бурильной
колонны позволяют отметить следующие ха-
рактерные особенности такого процесса.
При повороте ротором бурильной ко-
лонны для установки отклонителя в нужное
направление стрелка телеметрической сис-
темы «азимут», фиксирующая угол установ-
ки отклонителя в проектном азимуте в ус-
ловно вертикальном стволе или относитель-
но апсидальной плоскости в наклонном
стволе скважины, сначала остается непо-
движной. Это означает, что отклонитель ос-
тается в первоначальном положении, а вра-
щение ротором компенсируется скручива-
нием контактирующей со стволом скважи-
ны бурильной колонны. После определенно-
го угла поворота бурильной колонны рото-
ром отклонитель резко поворачивается и ос-
танавливается .
Если продолжать дальше медленно
проворачивать бурильную колонну ротором,
то такой процесс повторяется и можно уста-
новить несколько положений кратковремен-
ных остановок отклонителя.
Такой характер перемещения отклони-
теля в скважине даёт основание полагать,
что бурильная колонна, включающая откло-
нитель, может находиться в устойчивом по-
ложении только при определенной ориента-
ции. За один поворот инструмента, в зависи-
мости от конкретных условий ориентирова-
ния, наблюдается от одного до четырех ус-
тойчивых положений бурильной колонны.
Одни из них более устойчивы, другие менее.
Для вывода бурильной колонны из слабо ус-
тойчивого положения достаточно незначи-
тельного его поворота ротором, изменения
осевой нагрузки или просто углубления
скважины при бурении.
В процессе забуривания и бурения ис-
кривленного ствола скважины наблюдается
и другое характерное явление. При зафикси-
рованном роторе и установленном с помо-
щью телеметрической системы отклонителе
в проектном направлении (с определенной
точностью) стрелка «азимут отклонителя»
медленно, а иногда и скачкообразно изменя-
ет свое положение как влево, так и вправо.
Это означает, что в процессе забуривания и
бурения интервала увеличения зенитного
угла плоскость действия отклонителя не сов-
падает с проектным направлением искрив-
ления ствола скважины. Это приводит к его
пространственному искривлению с различ-
ной интенсивностью.
Такое поведение отклонителя объясня-
ется рядом технических, технологических и
геологических факторов, определяющих ха-
рактер взаимодействия долота и бурильной
колонны с забоем и стволом скважины:
- жесткостные параметры отклонителя
и расположенной выше бурильной колонны;
- геометрические параметры отклонителя;
- несовпадение расчетного и фактичес-
кого значений крутящего момента, прило-
женного к долоту, при забуривании и буре-
нии искривленного ствола скважины;
- изменение величины реактивного мо-
мента при забуривании и бурении наклон-
ного ствола в условиях колебательных про-
цессов в бурильной колонне при разбурива-
нии горных пород с непостоянными физико-
механическими свойствами;
- изменение режимных параметров
процесса бурения.
Измерения фактического угла закру-
чивания бурильной колонны от реактивно-
го момента забойного двигателя, проведен-
ные при бурении вертикальных и наклон-
ных скважин, показали, что низ бурильной
колонны совершает крутильные колебания,
амплитуда которых достигает 40 % от угла
закручивания. Крутильные колебания не
позволяют производить забуривание на-
клонного ствола из вертикальной скважи-
ны с необходимой точностью, обычно не бо-
лее +5 град.
Смещение отклонителя от проектного
направления происходит из-за изменения
вращающего момента на долоте при разбу-
ривании горных пород с различной прочнос-
тью и неудовлетворительной работы буро-
вых насосов.
Из-за большой инерционности систе-
мы «отклонитель-бурильная колонна» после
поворота бурильной колонны с поверхности
отклонитель устанавливался в проектном
направлении через 1...4 м бурения.
Указанные особенности поведения от-
клонителей в процессе их ориентирования,
забуривания искривленного ствола и набора
зенитного угла приводят к следующим нега-
тивным последствиям.
1. Ориентирование отклонителя с помо-
щью поворота упругой бурильной колонны
практически не позволяет совместить плос-
кость действия отклонителя с проектным на-
правлением искривления ствола скважины
при значительных глубинах скважин.
2. В процессе бурения направление
плоскости отклонителя может меняться в
значительных пределах относительно про-
ектного направления.
3. Реакция отклонителя на управляю-
щее воздействие (поворот ротором буриль-
ной колоны) при значительной глубине сква-
жины происходит с существенным запазды-
ванием, что приводит к пространственному
искривлению ствола скважины с недопусти-
мой интенсивностью, образованию уступов
в стенке скважины и резких перегибов ее
ствола. Это явление особенно характерно на
этапе забуривания искривленного ствола
скважины и значительно снижает качество
строительства скважин.
Способы управления
отклонителем в процессе бурения
При большой глубине скважины с силь-
ным пространственным искривлением уп-
равление отклонителем в процессе бурения
производят за счет реактивного момента за-
бойного двигателя.
Угол закручивания бурильной колон-
ны от реактивного момента забойного дви-
гателя зависит от энергетической характе-
ристики забойного двигателя, физико-меха-
нических свойств разбуриваемых горных
пород, типа и состояния породоразрушаю-
щего инструмента, режима бурения, профи-
ля скважины, конструкции и длины буриль-
ной колонны.
Угол ц закручивания отдельных участ-
ков бурильной колонны без учета момента
сил сопротивления вращению рассчитыва-
ют по формуле
ML
GI ’
где М - реактивный момент забойного двига-
теля, Н*м;
GI - жесткость на сдвиг бурильной ко-
лонны, Н«м2.
L - длина бурильной колонны, м.
Если бурильная колонна состоит из
труб различных диаметров, толщины стенок
и материала, то общий угол ее закручивания
от действия реактивного момента забойного
двигателя определяется суммой углов закру-
чивания отдельных секций.
Из табл. 15.8 следует, что при глубине
скважины 3000 м угол закручивания бу-
рильной колонны может превышать 300
град., что дает возможность за счет осевой
нагрузки на долото и расхода промывочной
жидкости осуществлять управление откло-
нителем в пределах, достаточных для реше-
ния различных технологических задач.
В практике бурения наклонных и гори-
зонтальных скважин точную установку от-
клонителя производят, как правило, за счет
изменения осевой нагрузки.
Величина угла закручивания буриль-
ной колонны прямо пропорциональна осе-
вой нагрузке на долото:
где цт, Рт - табличные значения угла закручи-
вания и осевой нагрузки на долото, соответ-
ственно; ц, Р - расчетные значения угла за-
кручивания и осевой нагрузки на долото.
Таблица 15.8
Опытные значения угла закручивания
стальной бурильной колонны от
реактивного момента забойного двигателя
Диа- метр буриль- ных труб, ММ Тип забойного двигателя Осевая нагруз- ка, т Диаметр втулок насоса, мм Угол закру- чивания, град/100 м
ТО2-240 10
127 1ТСШ-240 2ТСШ-240 12 + 15 170 10 15
ТО2-195 8 + 12 150 4
127 1ТСШ-195 10 + 14 150 4
2ТСШ-195 10+ 14 150 6
ТО2-240 12 + 16 170 6
140 1ТСШ-240 12 + 16 170 7
2ТСШ-240 12+16 170 10
ТО2-195 8 + 10 150 3
140 1ТСШ-195 8 + 10 150 3
2ТСШ-195 10 + 14 150 5
Пределы управления отклонителем за
счет осевой нагрузки на долото зависят от
типа и размера долота и забойного двигате-
ля. Для используемых при бурении скважин
на нефть и газ долот при турбинном бурении
осевую нагрузку изменяют не более чем на
10...20 %, а при использовании отклонителя
на базе винтового забойного двигателя или
электробура - до 30.. .40 % по сравнению с оп-
тимальным значением.
У электробура и винтового забойного
двигателя (в пределах его рабочей области)
вращающий момент не зависит от расхода
промывочной жидкости, поэтому управле-
ние отклонителем за счет изменения расхо-
да промывочной жидкости производят толь-
ко при турбинном способе бурения.
Вращающий момент турбины пропор-
ционален квадрату количества прокачивае-
мой жидкости Ж
Mk=Q^
М2 Q1 ’
где М, Q - вращающий момент (кН«м) и соот-
ветствующий ему расход промывочной жид-
кости (м3).
Угол закручивания бурильной колонны
от реактивного момента турбобура при из-
менении расхода промывочной жидкости
может быть рассчитан по приближенной
формуле
Q;
Пределы изменения расхода промывоч-
ной жидкости при управлении отклонителем
зависят от типа долота, турбобура и привода
бурового насоса и обычно не превышают
20...30 % от рабочего режима турбобура.
За счет снижения или форсирования
режима бурения относительно оптималь-
ных значений можно управлять положени-
ем отклонителя в процессе бурения в широ-
ких пределах, однако при таком способе уп-
равления снижаются технико-экономичес-
кие показатели бурения и ресурс работы
породоразрушающего инструмента. Кроме
того, необходим постоянный контроль с по-
мощью забойной телеметрической систе-
мы за параметрами ствола скважины, по-
ложением отклонителя и фактической на-
грузкой на долото, если управление произ-
водится за счет изменения этого режимно-
го параметра.
Компоновки низа бурильной
колонны (КНБК)
Стабилизирующие КНБК предназначе-
ны для проводки тангенциальных интерва-
лов профиля скважины.
Искривляющие КНБК используют в целях
увеличения зенитного угла ствола скважины.
Интервалы применения КНБК обычно
значительно больше нормативной проходки
на долото. Поэтому при бурении КНБК необ-
ходимо, в целях увеличения ресурса работы
долота и других технико-экономических по-
казателей бурения, создать оптимальные ус-
ловия работы долота.
Если долото в каждый момент времени
направлено тангенциально к оси ствола
скважины, а осевая нагрузка создается по
его оси, то бурение будет осуществляться без
фрезерования стенки ствола скважины за
счет асимметричного разрушения забоя.
Указанное условие используется для расчета
КНБК с оптимальными размерами.
За счет снижения влияния на работу
долота физико-механических свойств гор-
ных пород, состояния вооружения долота и
режима бурения существенно повышается
точность проводки скважины.
КНБК для предупреждения
искривления вертикальной
скважины
Для предупреждения искривления вер-
тикальных скважин применяют маятнико-
вые и жесткие КНБК.
Маятниковые КНБК включают:
- долото, УБТ, бурильные трубы;
- долото, УБТ, центратор, УБТ, буриль-
ные трубы;
- долото, забойный двигатель (турбобур
или винтовой забойный двигатель), УБТ, бу-
рильные трубы;
- долото, забойный двигатель с центра-
торами, УБТ, бурильные трубы.
Маятниковые КНБК наиболее эффек-
тивны при бурении неустойчивых горных
пород, как правило, слабо влияющих на ис-
кривление скважины. Размеры маятнико-
вых КНБК, а также осевую нагрузку на доло-
то, которая существенно влияет на искрив-
ление, следует выбирать на основе анализа
поведения КНБК под действием приложен-
ных к ней продольных и поперечных сил с
учетом геологических факторов. В качестве
критерия поведения маятниковой КНБК ис-
пользуется отношение угла вектора силы,
приложенной к долоту, к зенитному углу
ствола скважины - g/a (рис. 15.11).
Если у/а>1, наблюдается увеличение
зенитного угла скважины.
При у/а<1 происходит уменьшение зе-
нитного угла. Если у/а= 1, то имеет место ста-
билизация зенитного угла.
Длина маятниковой КНБК определяет-
ся из условия:
L>m/2;
где
m = з—;
v ч
m , EI, q, - масштаб длины, жесткость на
изгиб и составляющая веса единицы длины
КНБК соответственно.
Наиболее эффективным техническим
средством предупреждения искривления
ствола при бурении скважины в устойчивых
горных породах являются стабилизирующие
КНБК с оптимальными размерами, имею-
щие в своем составе не менее двух центрато-
ров. Такие КНБК для улучшения условий ра-
боты долота и обеспечения качественного
ствола скважины включают калибратор, ко-
торый устанавливается непосредственно
над долотом.
Выбор и конструирование КНБК
Конструирование КНБК включает этапы.
1. Определение типа КНБК (по способу
бурения и количеству центраторов).
2. Выбор элементов КНБК (типа забой-
ного двигателя, УБТ, наддолотного калибра-
тора и центраторов).
3. Расчет и оптимизация размеров
КНБК.
4. Анализ устойчивости КНБК на про-
ектной траектории.
Y>a y<a Y = a
Рис. 15.11. Схема сил, определяющих искривление ствола скважины при бурении маятниковой КНБК
в изотропных горных породах
5. Корректирование расчетных разме-
ров КНБК (по конструктивным характерис-
тикам элементов КНБК).
При конструировании КНБК необходи-
мо учитывать следующие технологические
требования:
1) устойчивость на проектной траекто-
рии;
2) высокая точность проводки участка
профиля скважины;
3) возможность создания оптимальных
режимных параметров бурения;
4) прохождение через искривленные
участки ствола скважины и по обсадной ко-
лонне под собственным весом;
5) минимальные гидравлические со-
противления;
6) предупреждение накопления шлама
в месте расположения КНБК;
7) безопасность при бурении осложнен-
ных интервалов скважины;
8) монтаж КНБК должен производиться
на буровой с использованием имеющихся на
ней технических средств.
При конструировании стабилизирую-
щих КНБК следует стремиться к использова-
нию одноцентраторной схемы, которая, по
сравнению с многоцентраторными, облада-
ет следующими преимуществами:
- минимальными гидравлическими со-
противленими;
- минимальной жесткостью;
- минимальными силами трения при
спуско-подъемных операциях;
- низкой стоимостью бурения.
К недостаткам одноцентраторной
КНБК относятся:
- большая сила давления центратора на
стенку скважины;
- жесткая взаимосвязь размеров (длина
направляющей секции и диаметр центратора);
- низкая, по сравнению с многоцентра-
торными КНБК, устойчивость на проектной
траектории.
Высокое удельное давление центратора
на стенку ствола скважины способствует ин-
тенсивному изнашиванию его опорных эле-
ментов при бурении в абразивных горных
породах и их погружению в стенку скважи-
ны при разбуривании мягких неустойчивых
горных пород.
В обоих случаях нарушается работа
КНБК, что приводит к отклонению фактиче-
ского профиля скважины от проектного.
Как уже отмечалось, при одинаковой
нагрузке на долото одноцентраторной КНБК
для каждого значения зенитного угла может
быть найдена единственная оптимальная
длина направляющей секции и соответству-
ющий ей диаметр центратора. Указанное об-
стоятельство усложняет конструирование
одноцентраторных КНБК на базе забойных
двигателей, особенно при использовании
стационарных центраторов.
Напримёр, на турбобуре диаметром
195 мм с долотом диаметром 215.9 мм ста-
ционарный центратор может быть уста-
новлен только в нижней или верхней час-
ти шпинделя. При этом разница между
крайними положениями центратора со-
ставляет 3 мм и более. Если расчетная
длина направляющей секции одноцентра-
торной стабилизирующей КНБК меньше
длины шпинделя с долотом, то центратор
обычно устанавливают на нижней части
шпинделя, а между валом последнего и
наддолотным калибратором размещают
дополнительный переводник. В процессе
бурения такой КНБК нагрузка на радиаль-
ные опоры шпинделя достигает значи-
тельных величин.
Таким образом, учитывая достоинства
и недостатки одноцентраторной КНБК, ее
целесообразно использовать при бурении:
- в горных породах, не вызывающих ин-
тенсивного искривления скважины;
- прихватоопасных интервалов;
- интервалов, сложенных плотными,
устойчивыми горными породами:
- при бурении забойными двигателями
с передвижными центраторами и роторным
способом.
Областью применения многоцентра-
торных стабилизирующих КНБК является:
- бурение интервалов горных пород, в
которых наблюдается или возможно нару-
шение проектного профиля скважины;
- бурение протяженных участков про-
филя, требующих высокой точности провод-
ки, например, бурение тангенциального уча-
стка скважины с большим смещением забоя
от вертикали;
- в абразивных и мягких горных поро-
дах для снижения силы давления нижнего
центратора на стенку скважины.
Для проводки ствола скважины с зе-
нитным утлом менее 45 град, целесообразно
использовать двухцентраторные КНБК, а
при зенитном углах скважины более 45 град.
- одноцентраторные.
При выборе типа забойного двигателя
или УБТ при роторном способе бурения ре-
комендуется придерживаться приведенных
в табл. 15.9 рациональных сочетаний диаме-
тров долота, забойных двигателей и УБТ.
Данные табл. 15.9 соответствуют многолет-
нему зарубежному и отечественному опыту
конструирования и применения КНБК при
бурении скважин на нефть и газ.
При выборе забойного двигателя и УБТ
следует также учитывать их жесткостные
параметры, имея при этом в виду, что при
увеличении жесткости забойного двигателя
и УБТ повышается устойчивость КНБК на
проектной траектории.
Если горно-геологические условия
способствуют нарушению проектной траек-
тории ствола скважины, то следует в этом
случае использовать забойный двигатель
большего диаметра, чем это рекомендовано
табл. 15.9.
При выборе способа бурения кроме тех-
нико-экономических факторов следует учи-
тывать, что, по сравнению с КНБК, на базе
забойного двигателя роторные КНБК значи-
тельно технологичнее и надежнее в эксплуа-
тации, устойчивее на проектной траектории.
Для обеспечения качественной формы
ствола скважины необходимо:
- применять калибраторы со спираль-
ными лопастями;
- при использовании калибраторов с
прямыми лопастями следует учитывать, что
количество последних должно быть равно
или больше, чем шарошек у долота;
- длина (Lk) лопасти калибратора долж-
на удовлетворять соотношению:
Lk>(1.5....2.0)’Dd,
где Dd - диаметр долота, мм.
При бурении в горных породах, способ-
ствующих сальникообразованию на элемен-
тах КНБК, рекомендуется использовать ка-
либраторы с прямыми лопастями.
Роторные КНБК оснащаются центрато-
рами стационарного типа, которые устанав-
ливаются между секциями УБТ.
Тип центраторов для забойных двигате-
лей определяется диаметрами забойного
двигателя и долота, а также конструкцией
самой КНБК. Для забойных двигателей изго-
товляются стационарные, а также передвиж-
ные центраторы, которые в отличие от ста-
Таблица 15.9
Сочетание параметров КНБК
Доло- то, мм УБТ, мм Турбобур, мм Гцдравлический винтовой забойный двигатель, мм
120.6 95 105 95,105,106,108
139.7 95,108 105,127 95,105,106,108,127
152.4 95,108 127 105,106,108,127
158.7 108 127 127,145
190.5 108,146 164,172 145,155,172
215.9 146,178 172,178,195 155,172,195
244.5 178 172,178,195 195
269.9 178,203 195,240 195,240
295.3 178,203 240 195,240
311.1 203,229 240 240
320.0 203,229,251 240 240
393.7 203,229,254 240 240
ционарных могут быть установлены практи-
чески в любом месте на корпусе забойного
двигателя. Стационарные центраторы быва-
ют межсекционные и нижние, размещаемые
в нижней части корпуса шпинделя. Для за-
бойных двигателей диаметром 172 и 240 мм с
долотами диаметром 215.9 и 295.3 мм соот-
ветственно отечественной промышленнос-
тью изготовляются передвижные центрато-
ры, а для забойных двигателей диаметром
195 мм - только центраторы стационарного
типа. В комплект винтовых забойных двига-
телей типа ДГ, которые предназначены для
наклонно направленного и горизонтального
бурения, входят корпусные или межсекцио-
нные центраторы.
Если в интервале применения КНБК на
базе забойного двигателя ожидаются ослож-
нения в виде прихватов, затяжек бурового
инструмента и накопление шлама на эле-
ментах КНБК, то следует использовать цент-
раторы стационарного типа, которые, по
сравнению с передвижными центраторами,
во-первых, обладают большей надежностью
и прочностью, а во-вторых, диаметр их кор-
пуса равен диаметру корпуса забойного дви-
гателя. Последнее свойство существенно
улучшает промывку ствола скважины в мес-
те расположения КНБК и снижает гидравли-
ческие сопротивления.
Размеры опорных элементов необходи-
мо определять с учетом предельной силы
давления центратора на стенку скважины.
Литература
1. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гное-
вых А.Н. Винтовые забойные двигатели:
Справочное пособие. -М.: Недра, 1999.
2. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солод-
кий К.М., Повалихин А.С. Профили направ-
ленных скважин и компоновки низа буриль-
ной колонны. -М: Недра, 1995.
3. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солод-
кий К.М., Повалихин А.С. Профили направ-
ленных скважин и компоновки низа буриль-
ной колонны. -М: Недра, 1995.
4. Инструкция по технологии бурения
электробурами/ ВНИБТ. -М.:1970.
5. Desbranes R., Morin Р. Re’cents
de’veloppements en forage te’le’vigile. Revue de
Institut francais du pe’trole, 1983, v. 38, 1,
p.63-81.
КОНСТРУКЦИЯ И КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН
16.1. Конструкция скважин
Конструкция скважины - это совокуп-
ность элементов крепи горной выработки с
поперечными размерами, несоразмерно ма-
лыми по сравнению с её глубиной и протя-
женностью, обеспечивающая при современ-
ном техническом и технологическом уровне
безаварийное, с учетом охраны недр, эконо-
мичное строительство герметичного прост-
ранственно-устойчивого канала между флю-
идонасыщенными пластами и остальной ча-
стью вскрытого геологического разреза, а
также дневной поверхностью. Конструкция
скважины зависит от ее назначения: изуче-
ние геологического разреза, разведка и
оценка газонефтеводоносности отложений,
добыча продукции, поддержание пластовых
давлений, наблюдение за режимом эксплуа-
тации месторождения.
Анализ передового отечественного и
зарубежного опыта бурения, особенно глубо-
ких скважин, показал, что наиболее целесо-
образным является использование единого
принципа разработки конструкций скважин
на основе совместимости отдельных интер-
валов и горно-геологических особенностей
разреза с технико-технологическими усло-
виями бурения. Этот принцип положен в ос-
нову выбора конструкций нефтяных и газо-
вых скважин, проектируемых для бурения
на разведочных и эксплуатационных площа-
дях. Разработку конструкций скважин осу-
ществляют на основании совмещенного гра-
фика давлений, используя графики измене-
ния градиентов пластового давления и гид-
роразрыва пород в зависимости от глубины
скважины [1].
Методические указания [1] вошли со-
ставной частью в методику ВНИИБТ [2], со-
гласно которой количество обсадных колонн
в разрабатываемой конструкции скважины
определяется в основном числом зон несо-
вместимых условий бурения.
Обсадные колонны предназначены
для изоляции стенок скважин от рабочего
пространства ствола и должны обеспечи-
вать требуемую прочность и герметичность
при воздействии на них ожидаемых внут-
ренних и внешних давлений.
Цементное кольцо предназначено для
надежной изоляции друг от друга интерва-
лов геологического разреза (в том числе и
продуктивных) на весь период строительст-
ва, эксплуатации и обеспечения жесткой
связи обсадных колонн со стенками скважи-
ны с целью формирования прочной и герме-
тичной постоянной крепи.
В конструкции скважин используются
следующие типы обсадных колонн:
- направление - для крепления верхнего
интервала разреза, сложенного, в основном,
наносами, с целью предотвращения размы-
ва устья скважины при бурении под кондук-
тор и осуществления обвязки циркуляцион-
ной системы;
- кондуктор - для крепления верхних
неустойчивых интервалов разреза, изоля-
ции водоносных горизонтов, в основном, с
питьевой и лечебной минеральной водой от
загрязнения, установки на устье противовы-
бросового оборудования, а также для подвес-
ки последующих обсадных колонн:
- промежуточная обсадная колонна -
для крепления и изоляции зон геологического
разреза, не совместимых по условиям буре-
ния с нижележащими, а также для предот-
вращения осложнений и аварий в скважине в
процессе бурения последующего интервала;
- эксплуатационная колонна - для ра-
зобщения продуктивных горизонтов и изо-
ляции их от других горизонтов геологическо-
го разреза скважины, а также для извлече-
ния нефти, газа и газоконденсата на поверх-
ность известными способами или для зака-
чивания агента в пласт.
Различают шахтное (или шахтовое) на-
правление, устанавливаемое, как правило,
во всех случаях, и удлиненное направление.
В зависимости от конкретных условий, уд-
линенное направление может не устанавли-
ваться или могут устанавливаться от одного
до нескольких направлений. Трубы, исполь-
зуемые в качестве направления, на проч-
ность не рассчитываются и не опрессовыва-
ются. Максимальная глубина спуска удли-
ненного направления, как правило, не пре-
вышает нескольких десятков метров.
Шахтное направление и кондуктор яв-
ляются обязательными элементами конст-
рукции скважины.
Промежуточные обсадные колонны мо-
гут быть следующих видов:
- сплошные - перекрывающие весь
ствол скважины от забоя до ее устья, незави-
симо от крепления предыдущего интервала;
- потайные - для крепления только не-
обсаженного ствола скважины с перекрыти-
ем предыдущей обсадной колонны не менее
чем на 100 м;
- летучки - специальные промежуточ-
ные обсадные колонны, служащие только
Рис. 16.1. Типовые конструкции скважин ва юго-востоке Ставрополья:
1,11 - тип конструкций при проектной глубине скважины соответственно до
4500 м и свыше 4500 м; а - водопроявлеиия (дебит 100-200 м’/сут) при р„ >
>р на 0,5-1 МПа; б - слабые при р_, >на 1 МПа; в - водопроявлеиия
(50-100 м’/сут) прир„ > Рпда на 2-3 МПа; г - водопроявлеиия (200 м’/сут) при
Pm на ЗМПа;0 - затяжки и прихваты бурильного инструмента; е - неф-
тепрояаления при рш > р—на 3—4 МПа, в интервале 4250—4700 м водонапор-
ный пласт с пластовым давлением 72,0 МПа; ж - засолонение бурового раство-
ра; з - нефтегаэопроявления
для ликвидации осложнения и не имеющие
связи с предыдущими или последующими
обсадными колоннами. Летучки до устья
скважины не наращиваются;
- промежуточная потайная колонна (хво-
стовик) - может наращиваться до устья скважи-
ны или при благоприятных условиях служить в
качестве эксплуатационной колонны.
Когда износ последней промежуточной
колонны незначительный, эксплуатацион-
ная колонна может быть спущена в виде по-
тайной колонны.
Эксплуатационная колонна может быть
одноразмерной (состоящей из обсадных труб
одного диаметра) или комбинированной (со-
стоящей из труб разных диаметров) в случае
предполагаемого в ней большого объема ра-
бот по освоению, испытанию и ремонту и
строительства скважины боль-
шой глубины (как правило, бо-
лее 5500 м).
В особо сложных горно-
геологических условиях (ис-
кривление ствола, большое
количество спуско-подъем-
ных операций) в конструкции
предусматриваются специ-
альные виды промежуточных
колонн - сменные или пово-
ротные. Типовые конструк-
ции скважин представлены
на рис. 16.1.
При бурении в скважину
последовательно спускается
определенная конструкция,
состоящая из обсадных труб.
Каждая последующая колон-
на вставляется в предыдущую
и поэтому имеет все меньший
диаметр. При бурении с по-
верхности направление необ-
ходимо для перекрытия зоны
обваливающихся, сыпучих,
пород. Оно спускается на ма-
лую глубину.
Кондуктор спускают по-
сле прохождения определенно-
го интервала, где не встречает-
ся еще серьезных осложнений,
но отличаются водопроявляю-
щие пласты, подпитываемые
грунтовыми водами.
Направление и кондук-
тор спускаются практически
на всех скважинах.
Далее следуют первая, вторая и, возмож-
но, третья обсадные колонны. Они имеют це-
лью перекрытие и изоляцию ствола скважины
от проникновения в нее пластового флюида
при дальнейшем бурении газонефтепроявля-
ющих пластов с давлением выше нормального
с тем, чтобы предотвратить выброс бурового
раствора из скважины или, наоборот, предот-
вратить поглощение бурового раствора, если
давление в пласте ниже нормального.
Последней спускается эксплуатацион-
ная колонна, через которую, после вскрытия
продуктивного горизонта, нефть или газ с
большой глубины будут поступать по уже со-
вершенно изолированному от внешних воз-
действий каналу на дневную поверхность.
Для создания необходимой изоляции
кольцевого пространства, остающегося
между обсадными колоннами, оно заливает-
ся жидким цементным раствором, твердею-
щим через определенное время.
Низ или башмак эксплуатационной ко-
лонны устанавливается всегда (после про-
хождения через пористый продуктивный
пласт) в непроницаемую породу.
Это позволяет вскрыть продуктивный
пласт, предотвратив его обводнение, что са-
мо по себе является серьезной проблемой, и
может сделать скважину непродуктивной,
т.е. не давшей нефти.
После создания герметичной конструк-
ции скважины в эксплуатационную колонну
напротив продуктивного пласта спускается
на забой стреляющее устройство (перфора-
тор), которое стреляет пулями достаточно
большого диаметра с такой силой, что они
пробивают стальную стенку эксплуатацион-
ной колонны и находящийся за ней цемент-
150-
450
750
1050-
1350-
1650-
1950-
2250-
2850
3150-
3450-
3750-
4050-
4350
4650 -
4950-
Давление,
МПа
Литалогичес- ________
кая характе- д э
ристика
Sg*
Глины
Глинистые
песчаники
Песчаник
Глины
3,7-
6,7-
6,7-
Известняки 13>я'
глинистые
Известняки 22,0'
Глины jq
М-
8,4
8.0
12,1
17,4-
25,6-
37,8-
Известняки 39,6-
47,3-
Песчаник 46,2- 32,0-
Песчаные известняки 42,0- 54,9 -
Мергель 30,0- 54,8 - 34,4-
Аргиллит 38,7- 79,0-
Известняк 64,1- 81,2-
Песчаник 68,6- 94,3 -
„Глина
Дарииш
102-2'
"Глина " 83,0- 107,5-
S
У
*
У
2550 - | |
- 6 О
У
I
5
I
б
I
Рис. 16.2. Совмещенный график давлений для выбора конструкции скважины
ный камень, уходят глубоко в породу, остав-
ляя за собой пустые каналы, которые тут же
заполняются газом и пластовой жидкостью
(нефтью), поступающей из пласта под боль-
шим избыточным давлением, которое в этом
случае, как и поток жидкости, удается кон-
тролировать на поверхности с помощью про-
тивовыбросового оборудования (превентора).
Конструкция обсадных колонн, спуска-
емых в скважину, призвана предотвратить
возникновение в них таких осложнений, как
поглощения бурового раствора, обвалы, вы-
бросы нефти и газа и т.д.
Для этого строится совмещенный гра-
фик давлений (рис. 16.2), на котором глубины
спуска колонн, перекрывающих потенциаль-
но опасные пласты, увязаны с плотностью бу-
рового раствора, предотвращающей упомя-
нутые осложнения или гидроразрывы пласта.
Проектирование диаметров обсадных
колонн и долот начинают с эксплуатацион-
ной колонны и далее методом снизу-вверх.
При этом необходимо соблюдать опре-
деленные правила.
А. Общие требования
Условия Предлагаемые мероприятия
Гидро - Башмак колонны должен выдерживать
динами- давление столба бурового раствора три
ческая циркуляции и спуско-подъемных
совмести- операциях, иметь достаточный запас
мость прочности при закрытом устье скважины
и в случае появления нефтегазовой
деятельности скважины.
Проблемы В некоторых случаях для решения
при проблем, которые ожидают встретить
бурении при бурении скважины, обсадную
скважины колонну рекомендуют спускать не на
целесообразно планируемую, а на
достаточную или достигнутую глубину.
Изоляция Для защиты потенциально-продуктивных
зон зон колонна может быть спущена на
меньшую или большую от рекомен-
дуемой, по соображениям гидродина-
мической совместимости, глубину.
Характе- Консолидированные. Природно-
ристика сцементированная порода, при бурении
пластов которой не происходит эрозии ствола и
обвала ствола. При этом надо учитывать
однородность пород. Перемежающиеся
по крепости и по составу пород пласты
ослабляют прочность этого участка
породы и способствуют возникновению
трещин и пористости.
Непроницаемые. Фильтрация воды из
цементного раствора приводит кего
схватыванию до окончания процесса
заливки. При наличии проницаемых
пластов трудно установить истинное
значение давления утечки при
испытании цементного камня.
Низкая проницаемость породы.
Величина градиента гидроразрыва
должна определяться по крепости
самой слабо сопротивляющейся
разрыву породы.
Б. Выбор глубины спуска 1 колонны
(шахтового направления):
Шахтовое направление спускается в
зависимости от характеристики пород, пе-
рекрываемых этой колонной. Эта труба
большого диаметра спускается обыкновенно
на глубину до 100 м.
В общих случаях глубина спуска шахто-
вого направления колеблется, как правило,
от 30 до 450 м, в зависимости от нестабиль-
ности геологического разреза и наличия зон
возможного поглощения бурового раствора.
Направление спускается по возможно-
сти в глинистый пласт. Диаметр колонны ко-
леблется от 245 до 1250 мм.
В. Кондуктор
При определении глубины спуска кон-
дуктора учитывается ожидаемая устойчи-
вость ствола, возможность потери циркуля-
ции при бурении под кондуктор и необходи-
мость защиты от водоносных горизонтов.
Диаметр кондуктора, как правило, ко-
леблется в диапазоне 177-508 мм. Он цемен-
тируется до устья или до башмака предыду-
щей колонны и опрессовывается, как и це-
ментное кольцо.
Цели спуска кондуктора:
1) сохранение целостности ствола от
гидроразрыва пластов;
2) защита пластов;
- водоносных песчаников;
- с низким или высоким аномальным
давлением, в том числе и от гидравлического
размыва;
3) ограждение от пластов, поглощаю-
щих буровой раствор, а также от неустойчи-
вых, обваливающихся пластов;
4) обеспечение возможности установки
превентора.
Г. Промежуточная колонна
При определении глубины спуска про-
межуточной колонны учитывается ее воз-
можность сопротивляться нагрузкам, возни-
кающим при нефтегазопроявлениях из сква-
жины, падению уровня при уходе раствора в
пласт и возможной потере устойчивости са-
мой колонны.
Диаметр промежуточных колонн колеб-
лется обычно в пределах от 127 до 340 мм.
Цементный раствор поднимается до
глубины, определяемой расчетом и целесо-
образностью.
Башмак колонны устанавливается, по
возможности, в глинистый пласт.
Колонна обязательно опрессовывается,
как и цементное кольцо.
Цели спуска промежуточной обсадной
колонны:
1) обеспечение контроля за поведением
скважины;
2) решение проблем, возникающих при
бурении (поглощение бурового раствора, не-
устойчивость ствола, дифференциальный
прихват);
3) защита пласта от:
- аномально большого или малого дав-
ления столба бурового раствора;
- проникновения и перетекания несо-
вместимых пластовых жидкостей;
4) обеспечение изоляции продуктив-
ных зон после их первичного вскрытия;
5) установка противовыбросового обо-
рудования.
Промежуточная колонна обязательно
опрессовывается на максимальное ожидае-
мое давление или на давление утечки.
Д. Хвостовик - потайная колонна
Хвостовиком называется пилотная или
выносная, выступающая наружу часть ко-
лонны, которая прикрепляется к башмаку
предыдущей обсадной колонны.
Величина «вылета» такой выносной ко-
лонны из основной, т.е. глубина спуска хвос-
товика, определяется тем, что такая, не
столь капитальная колонна, как основные,
должна быть достаточно прочной, чтобы
противостоять нагрузкам (давлению), возни-
кающим при проявлениях, которые могут
иметь место в буровой скважине, она должна
противостоять также возможным потерям
стволом своей устойчивости (не сминаться),
сохранять прочность в случаях полного опо-
рожнения при потере циркуляции, а также
при проявлениях и перепадах давления, со-
провождающих процесс освоения продук-
тивных зон. Хвостовик должен давать воз-
можность осуществлять защиту продуктив-
ных пластов путем цементирования. Диаме-
тры хвостовиков обычно колеблются в пре-
делах от 127 до 298 мм.
Хвостовик цементируется. Колонна по-
сле этого опрессовывается. Опрессовывает-
ся и цементное кольцо.
Главной функцией хвостовика является
обеспечение контроля за поведением скважи-
ны в условиях облегченной её конструкции.
Второй функцией хвостовика является
то, что он позволяет решать специфические
проблемы бурении скважины, такие, как:
- борьба с поглощениями;
- борьба с неустойчивостью ствола;
- борьба с ликвидацией дифференци-
ального прихвата.
Третьей функцией хвостовика является
защита пласта:
- от пониженного или повышенного
давления столба промывочного раствора;
- от перетекания несовместимых плас-
товых жидкостей (нефть-вода) и изоляция
продуктивных зон.
Таблица 16.1
Параметры элементов конструкции скважин
Наимено- вание колонн Основные технические параметры применения Основные функции колонн
диаметр, мм технология применения
Шахтное направление 245-1250 Не герметизируется, спускается преимущественно в глинистый пласт Служит для создания замкнутой циркуляции, предотвращения размыва устья, центрирования скважины
Кондуктор 177-508 Цементируется до устья или до башмака направления. Колонна и цементный камень опрессовываются Сохранение целостности ствола от гидроразрыва Защита пластов водоносных пород Решение проблем бурения: поглощений, неустойчивости пород
Промежу- точная колонна 127-340 Цементируется, опрессовываются и колонна, и цементный камень Возможность контроля скважины. Решение проблем бурения: поглощений, неустойчивости пород, дифференциального прихвата. Защита пласта от аномально большого или малого давления столба промываемой жидкости; проникновение и перетекание несовместимых пластовых жидкостей; обеспечение изоляции продуктивных зон; установка ПВО.
Хвостовик 127-298 Цементируется и опрессовывается. Частично перекрывает башмак кондуктора или промежуточной колонны Главное назначение - облегчение конструкции скважины Функции такие же, как и у промежуточной колонны.
Эксплуата- ционная колонна 114-245 Цементируется до заданной глубины. Опрессовывается. Обеспечивает возможность контроля скважины. Обеспечивает устойчивость ствола при испытаниях; в процессе эксплуатации; Изоляция продуктивных зон.
Хвостовик должен опрессовываться на
максимальное давление или давление утечки.
Е. Эксплуатационная колонна (эксплу-
атационный хвостовик)
Эксплуатационная колонна - хвосто-
вик. Птубина спуска определяется глубиной
залегания продуктивного горизонта.
Диаметр эксплуатационных колонн
обычно колеблется в пределах от 127 до 245 мм.
Эксплуатационная колонна цементи-
руется до заданной глубины.
После этого эксплуатационная колонна
обязательно опрессовывается.
Основные функции эксплуатационной
колонны:
1) обеспечение возможности контроля
за поведением скважины и обеспечение ус-
тойчивости ствола:
- при испытании скважины на приток
нефти;
- в процессе эксплуатации;
2) защита промежуточной колонны от
повреждений;
3) изоляция продуктивных зон, в том
числе выборочное опрессовывание и одно-
временная эксплуатация 2-х и более объек-
тов по стволу скважины.
Эксплуатационная колонна испытыва-
ется на максимальное давление, ожидаемое
в процессе ликвидации нефтегазопроявле-
ний и открытых фонтанов, а также при оп-
робовании и эксплуатации скважины (с ко-
эффициентом не менее 1,1).
Обобщенные данные по конструкции
скважины приведены в табл. 16.1
16.2. Крепление скважин
Основные цели крепления скважин:
а) создание долговечного, прочного и
герметичного канала для транспортирова-
ния жидкости от эксплуатационных гори-
зонтов к дневной поверхности или в проти-
воположном направлении;
б) герметичное разобщение всех прони-
цаемых горизонтов друг от друга;
в) укрепление стенок скважины, сложен-
ных недостаточно устойчивыми породами;
г) защита эксплуатационного канала от
коррозии пластовыми жидкостями.
Спуск обсадной колонны — весьма от-
ветственная операция. До начала спуска
должны быть закончены всё исследователь-
ские и измерительные работы в скважине,
тщательно проверены состояние бурового
оборудования и инструмента, соответствие
грузоподъемности вышки и талевой систе-
мы весу подлежащей спуску колонны, подго-
товлен ствол скважины.
По данным каверно - и профилограмм вы-
являют участки сужений ствола скважины, а
по инклинограммам — участки резкого ис-
кривления. Эти участки тщательно прораба-
тывают новыми долотами со скоростью не бо-
лее 35—40 м/ч и расширяют до нормального
диаметра. При проработке целесообразно при-
менять ту же компоновку низа бурильной ко-
лонны, которую использовавали для бурения
последнего интервала скважины. После прора-
ботки ствол скважины, особенно если условия
бурения сложны, калибруют: спускают буриль-
ную колонну, низ которой имеет примерно та-
кую же жесткость, как и под лежащая спуску об-
садная колонна, и следят за успешностью про-
хождения такой компоновки до забоя. Если на-
блюдаются посадки или затяжки, ствол прора-
батывают повторно с несколько меньшей ско-
ростью. По окончании калибровки скважину
тщательно промывают в течение одного-двух
циклов циркуляции. При проработке применя-
ют буровой раствор с минимальной фильтрато-
отдачей, низкими значениями статического и
динамического напряжений сдвига и пласти-
ческой вязкости, а также с хорошими смазоч-
ными характеристиками.
При подъеме бурильной колонны после
проработки или калибровки измеряют ее
длину и уточняют длину скважины; при
этом надо учитывать, что действительная
длина скважины больше суммарной изме-
ренной длины поднятых из нее бурильных
труб на величину удлинения колонны.
К спуску колонны приступают сразу
же, как только закончат подъем бурильных
труб после промывки скважины.
Обсадные колонны длиной до 3000 —
3500 м спускают с помощью механизирован-
ных клиньев и одного элеватора; при большей
длине колонны клинья обычно не применяют
из-за опасности повреждения обсадных труб
сухарями; вместо клиньев используют второй
элеватор или два спайдер-элеватора.
При спуске нижний конец колонны мо-
жет упереться в выступы ствола скважины,
что опасно возможностью аварии. Во избе-
жание этого низ колонны оборудуют специ-
альным толстостенным стальным кольцом
— башмаком.
Башмак навинчивают на башмачный
патрубок — отрезок толстостенной трубы
длиной порядка 2 м, в котором по спираль-
ной линии просверлены несколько отвер-
стий для выхода жидкости. Диаметр и число
отверстий выбирают с таким расчетом, что-
бы скорость струй при промывке и цементи-
ровании не превышала 20 м/с, а поток жид-
кости равномерно распределялся по периме-
тру колонны.
На расстоянии одной-двух труб от баш-
мака в колонне устанавливают обратный кла-
пан. Назначение этого клапана — предотвра-
тить поступление тампонажного раствора из
кольцевого пространства скважины в колонну
по окончании цементирования. Спущенная в
скважину обсадная колонна должна быть хо-
рошо центрирована относительно ствола, что-
бы можно было вокруг нее создать сплошную
равномерной толщины цементную оболочку и
изолировать друг от друга все проницаемые
породы. Для этого колонну оснащают пружин-
ными или жесткими центраторами.
Центраторы целесообразно размещать
на колонне на расстоянии 20—25 м один от
другого, если зенитный угол скважины пре-
вышает 3°. На участках же с большим зенит-
ным углом расстояние между смежными
центраторами рассчитывают так, чтобы на-
ибольшая стрела прогиба участка колонны
между ними не превышала 4—5 % диаметра
скважины. Центраторы желательно ставить
на каждой трубе близ кровли и подошвы
каждого продуктивного горизонта и ближай-
ших к ним водоносных объектов выше и ни-
же каждого наружного пакера и цементиро-
вочной муфты на обсадной колонне, а также
на участках интенсивного изменения зенит-
ного и азимутального углов. Их не ставят в
кавернозных участках ствола скважины.
При быстром спуске обсадной колонны
возникает значительное гидродинамическое
давление, особенно если обратный клапан за-
крыт. Повышение давления на стенки сква-
жины может явиться причиной поглощения
промывочной жидкости, разрушения обрат-
ного клапана или смятия колонны. Поэтому
скорость спуска колонны ограничивают.
Даже при наиболее благоприятных ус-
ловиях рекомендуется поддерживать сред-
нюю скорость спуска каждой трубы эксплуа-
тационной колонны не более 1м/с, проме-
жуточной — не более 0,8 м/с, а кондуктора
— не более 0,5 м/с.
При спуске колонны с обратным клапа-
ном, допускающим самозаполнение ее про-
мывочной жидкостью, нужно контролиро-
вать полноту заполнения, следя за объемом
жидкости, вытекающей из скважины, и на-
грузкой на крюк. Если же клапан закрыт и
самозаполнения не происходит, в колонну
периодически доливают жидкость после спу-
ска каждых 200—400 м труб в зависимости
от диаметра. Во время долива колонну следу-
ет расхаживать во избежание прихвата. Кро-
ме того, после спуска каждых 500—800 м
труб необходимо делать промежуточные
промывки, чтобы освежить жидкость в сква-
жине, удалить скопившийся шлам и умень-
шить опасность газирования.
В скважинах с продолжительными сро-
ками бурения и возможностью сильного из-
носа устьевого участка промежуточной ко-
лонны последний нужно составлять из двух-
трех специальных толстостенных труб.
После окончания спуска колонну остав-
ляют подвешенной на буровом крюке, а
скважину тщательно промывают; при этом
колонна не должна упираться в забой.
Большинство обсадных колонн спуска-
ют в скважину за один прием. Нередко, одна-
ко, очень тяжелые или очень длинные колон-
ны делят на две-три части и спускают соот-
ветственно в два или три приема. Так посту-
пают в следующих случаях; если вес обсад-
ной колонны больше грузоподъемности бу-
ровой установки; если из-за недостаточной
прочности обсадных труб на растяжение не-
возможно скомпоновать цельную колонну;
если при длительном оставлении скважины
без промывки (сутки и более) возможно воз-
никновение газонефтепроявлений или дру-
гих серьезных осложнений.
Нижнюю (среднюю) часть обсадной ко-
лонны спускают с помощью бурильных труб.
В связи с этим в состав обсадной колонны
вводят дополнительно элементы оснастки:
разъединитель для соединения нижней (сред-
ней) части с бурильными трубами, стыковоч-
ный узел для соединения двух частей друг с
другом, а иногда также устройство для подве-
ски нижней (средней) части в скважине.
Нижнюю (среднюю) часть обсадной ко-
лонны спускают в скважину и цементируют.
После закачки тампонажного раствора в бу-
рильные трубы сбрасывают верхнюю часть
секционной разделительной пробки и поверх
нее закачивают продавочную жидкость.
Потайные колонны также спускают с
помощью бурильных труб и разъединителя.
Короткие потайные колонны иногда сразу же
после цементирования ставят на забой, а бу-
рильные трубы отсоединяют. При этом ко-
лонна под действием собственного веса мо-
жет продольно изогнуться и утратить герме-
тичность в резьбовых соединениях. Если при
дальнейшем углублении скважины возмож-
ны газопроявления, соединение потайной
колонны с предыдущей промежуточной ко-
лонной полезно герметизировать пакером.
16.3. Цементирование скважин
Цементированием называют процесс
заполнения заданного интервала скважины
суспензией вяжущих материалов, способной
в покое загустевать и превращаться в твер-
дое, практически непроницаемое тело. В
нефтегазодобывающей промышленности
цементирование широко применяют для ре-
шения следующих задач [3]:
а) изоляция проницаемых горизонтов
друг от друга после того, как они вскрыты сква-
жиной, и предотвращение перетоков пласто-
вых жидкостей по заколонному пространству;
б) удержание в подвешенном состоя-
нии обсадной колонны;
в) защита обсадной колонны от воздей-
ствия агрессивных пластовых жидкостей,
способных корродировать ее наружную по-
верхность;
г) устранение дефектов в крепи сква-
Рис. 16.3. Схема одноступенчатого цементирования:
а — закачка тампонажного раствора; б — начало за-
качки продавочной жидкости; в — заключительная
стадия закачки продавочной жидкости; 1— цементи-
ровочная головка; 2, 11, 12 —боковые отводы;
3 — тампонажный раствор; 4— нижняя пробка;
5 — буферная жидкость; 6 — обсадная колонна;
7 — промывочная жидкость; 8 — стенка скважины;
9 — обратный клапан; 10 — башмак с направляющей
пробкой; 13,14, 15 —краны высокого давления;
16 — верхняя пробка; 17 — продавочная жидкость
д) создание разобщающих экранов,
препятствующих обводнению продуктивных
горизонтов;
е) создание высокопрочных мостов в
скважине, способных воспринимать доста-
точно большие осевые нагрузки (например,
при забуривании боковых стволов, при оп-
робовании перспективных горизонтов плас-
тоиспытателями и т. п.);
ж) изоляция поглощающих горизонтов;
з) упрочнение стенок скважины в осы-
пающихся породах;
и) уменьшение передачи тепла от пото-
ка, движущегося по колонне труб в скважи-
не, к окружающим породам (прежде всего в
многолетнемерзлых породах);
к) герметизация устья в случае ликви-
дации скважины.
Существуют несколько способов цемен-
тирования. Обычно их подразделяют на три
группы; способы первичного цементирования;
способы вторичного (или ремонтно-исправи-
тельного) цементирования и способы установ-
ки разделительных цементных мостов.
Способы первичного цементирования
Одноступенчатое цементирование.
Это наиболее распространенный способ. По-
сле окончания промывки скважины на верх-
ний конец обсадной колонны навинчивают
специальную цементировочную головку 1
(рис. 16.3), боковые отводы которой с помо-
щью трубопроводов соединяют с цементиро-
вочными насосами, и внутрь колонны через
нижний боковой отвод 12 при закрытых кра-
нах 13 и 14 закачивают порцию буферной
жидкости. Затем закрывают кран 15, откры-
вают краны 14, вывинчивают стопор в цемен-
тировочной головке, удерживающий от паде-
ния вниз нижнюю разделительную пробку, и
цементировочными насосами через боковые
отводы 2 закачивают нужный объем тампо-
нажного раствора 3 (см. рис. 16.3, а). Тампо-
нажный раствор готовят, как правило, с помо-
щью специальных машин.
Тампонажный раствор проталкивает
разделительную пробку вниз по колонне. По-
сле закачки тампонажного раствора времен-
но закрывают краны 14, вывинчивают сто-
пор, удерживающий в цементировочной го-
ловке верхнюю разделительную пробку, от-
крывают кран 13 и через верхний боковой от-
вод 11 закачивают порцию продавочной жид-
кости. Когда верхняя разделительная пробка
войдет в колонну, вновь открывают краны 14
и продавочную жидкость закачивают также
через боковые отводы 2 (см. рис. 16.3, б).
Тампонажный раствор закачивают в
объеме, необходимом для заполнения задан-
ного интервала кольцевого пространства
скважины и участка обсадной колонны ни-
же обратного клапана, а продавочную жид-
кость — в объеме, необходимом для заполне-
ния внутренней полости колонны выше об-
ратного клапана.
Нижняя пробка 4, дойдя до обратного
клапана 9, останавливается. Так как закачку
жидкости в колонну продолжают, мембрана
в нижней пробке под влиянием избыточного
давления в колонне над ней разрушается, и
тампонажный раствор через открывшийся
проходной канал в пробке и далее через от-
верстия в башмачном патрубке и в направ-
ляющей пробке устремляется в кольцевое
пространство скважины (см. рис. 16.3, в).
Плотность тампонажного раствора
почти всегда больше плотности промывоч-
ной жидкости. Поэтому по мере заполнения
колонны тампонажным раствором разность
давлений столбов жидкостей в ней и в зако-
лонном пространстве возрастает, а давление
в цементировочной головке и в цементиро-
вочных насосах уменьшается, иногда даже
ниже атмосферного.
Для предотвращения возникновения
вакуума в цементировочной головке целесо-
образно кольцевое пространство герметизи-
ровать превентором и поддерживать в нем у
устья достаточное противодавление. С того
момента, как тампонажный раствор начнет
выходить из колонны в кольцевое простран-
ство, давление в насосах и цементировочной
головке станет возрастать, и постепенно
противодавление можно снять.
Как только верхняя пробка сядет на
нижнюю и остановится, давление в колонне
начнет резко возрастать. Это служит сигна-
лом для прекращения закачки продавочной
жидкости. Все краны на цементировочной го-
ловке закрывают, а скважину оставляют в по-
кое для затвердения тампонажного раствора.
Конструкция разделительных пробок
показана на рис. 16.4. Изготовляют их из
легкоразбуриваемых материалов.
Ступенчатое цементирование (с раз-
рывом во времени). К ступенчатому цемен-
тированию прибегают в следующих случаях:
а) если зацементировать длинный ин-
тервал за один прием невозможно из-за
опасности разрыва пород;
б) если существует опасность газонефте-
проявлений в период схватывания и тверде-
ния тампонажного раствора, закачанного в
заданный интервал скважины за один прием;
в) если для цементирования верхнего
участка длинного интервала должен использо-
ваться такой тампонажный раствор, который
нельзя подвергать воздействию высокой тем-
пературы, характерной для нижнего участка.
Рис. 16.4. Разделительные пробки:
а — нижняя; б — верхняя; 1 — резиновые
манжеты; 2 — мембрана; 3 — корпус
Заданный интервал цементирования
делят на две части, а в обсадной колонне у
границы раздела устанавливают специаль-
ную цементировочную муфту (рис.16.5). Муф-
ту следует размещать обязательно против ус-
тойчивых непроницаемых пород в интервале
с номинальным диаметром скважины. На
каждой из трех-четырех труб выше и ниже
муфты необходимо установить центраторы.
Рис.16.5. Цементировочная муфта:
1 — корпус; 2 — уплотнительные кольца;
3 — верхняя втулка; 4 — срезные штифты;
5 — запорная втулка; 6 — отверстия для вы-
хода тампонажного раствора; 7 — нижняя
втулка; 8 — ограничитель для нижней втулки
Сначала цементируют нижнюю часть
скважины. Для этого после закачки порции
буферной жидкости в колонну спускают спе-
циальную эластичную нижнюю пробку 4, по-
верх которой закачивают первую порцию
тампонажного раствора 3 (рис. 16.6, а). Объем
этой порции равен объему кольцевого прост-
ранства на участке от башмака колонны до
цементировочной муфты плюс объем участка
колонны ниже обратного клапана. Затем ос-
вобождают вторую специальную эластичную
пробку 10 и поверх нее закачивают порцию
продавочной жидкости 11 в объеме, равном
внутреннему объему колонны выше обратно-
го клапана. Конструкция эластичных пробок
позволяет им пройти через сужения в цемен-
тировочной муфте и не сдвинуть втулки в
ней. В конце закачки порции продавочной
жидкости в колонну сбрасывают пластмассо-
вый шар такого диаметра, чтобы он, пройдя
через верхнюю втулку 3 (см. рис. 16.6), сел на
седло нижней втулки 7. Как только верхняя
эластичная пробка сядет на нижнюю, давле-
ние на устье скачком возрастает и закачку
жидкости временно прекращают.
Шар 12 (рис. 16.6, б) под действием силы
тяжести опускается по колонне и садится на
нижнюю втулку 7 цементировочной муфты.
После этого возобновляют закачку продавоч-
ной жидкости. Под действием возникающего
над шаром избыточного давления нижняя
втулка 7 срезает штифты, которыми она за-
креплена в корпусе муфты, сдвигается вниз
до упора в ограничитель 9 и открывает отвер-
стия 8 в корпусе. Через эти отверстия скважи-
ну промывают, пока не затвердеет тампонаж-
ный раствор в нижнем участке (рис. 16.6, в).
Затем в колонну закачивают вторую порцию
тампонажного раствора 14, освобождают
верхнюю разделительную пробку 13 и поверх
нее закачивают вторую порцию продавочной
жидкости 15 (рис. 16.6, г). Объем второй пор-
ции тампонажного раствора равен объему
подлежащего цементированию участка коль-
цевого пространства, расположенного выше
муфты, а объем второй порции продавочной
жидкости - внутреннему объему участка ко-
лонны выше муфты.
Проталкиваемая продавочной жидкос-
тью пробка 13 опускается вниз по колонне. В
момент, когда она достигнет верхней втулки
6 цементировочной муфты и остановится,
давление в колонне возрастет, втулка 6 сре-
жет штифты, которые удерживают ее в кор-
пусе муфты, опустится до упора в торец ниж-
ней втулки 7 и закроет отверстия 8 в корпу-
се. Поскольку после этого жидкость больше
не сможет вытекать в кольцевое пространст-
во, давление в колонне начнет резко возрас-
тать. Это служит сигналом к прекращению
процесса цементирования.
После затвердения второй порции там-
понажного раствора пробки шар, втулки 6 и
7, а также излишний цементный камень в
колонне и обратный клапан разбуривают.
Если причиной ступенчатого цементи-
рования является опасность поглощения
тампонажного раствора, муфту размещают
на такой глубине, чтобы сумма статического
давления столбов жидкостей и гидродина-
мического давления в кольцевом простран-
стве была меньше давления поглощения. Ес-
ли же причиной является опасность газо-
Рис.16.6. Схема двухступенчатого
цементирования:
а - закачка первой порции тампо-
нажного раствора;б — окончание
цементирования нижней ступени;
в — промывка перед цементиро-
ванием верхней ступени' г— це
ментирование верхней ступени-,
д — конец цементирования верх-
ней ступени; 1 —цементировочная
головка; 2 — обсадная колонна;
3 — первая порция тампонажного
раствора; 4, 10 — нижняя и верх-
няя эластичные пробки; 5 — про-
мывочная жидкость; 6, 7— верх-
няя и нижняя втулки муфты; 8 - от-
верстия в муфте; 9 — ограничи-
тель; 11 — первая порция прода-
вочной жидкости; 12 — шар;
13 — верхняя разделительная
пробка; 14 — вторая порция там-
понажного раствора; 15 — вторая
порция продавочной жидкости;
16 —обратный клапан
проявлений, муфту размещают на 200-250 м
выше кровли газоносного горизонта. Сокра-
тить разрыв во времени между цементиро-
ванием нижней и верхней частей скважины
можно, если непосредственно под муфтой
установить на колонне наружный пакер и
сразу же по окончании цементирования
нижней части запакеровать им кольцевое
пространство.
Обратное цементирование. В скважину
обсадную колонну спускают без обратного
клапана. Перед цементированием верхний
конец колонны оборудуют головкой с краном
высокого давления и трубопроводом для от-
вода промывочной жидкости в очистную си-
стему, кольцевое пространство герметизи-
руют превентором, а к боковому отводу про-
тивовыбросового оборудования подсоединя-
ют цементировочные насосы.
После промывки скважины способом
обратной циркуляции в кольцевое простран-
ство закачивают первую порцию специаль-
ной буферной жидкости (обычно так назы-
ваемый вязкоупругий состав ВУС), за ней -
порцию промывочной жидкости в объеме,
равном внутреннему объему обсадной ко-
лонны; затем — вторую порцию ВУС и далее
расчетный объем тампонажного раствора.
Поверх тампонажного раствора закачивают
третью порцию ВУС и, наконец, продавоч-
ную жидкость, если скважина должна быть
зацементирована не до устья.
Первая порция ВУС служит репером для
контроля за продвижением тампонажного
раствора: в момент, когда эта порция появит-
ся на устье, тампонажный раствор подходит
к башмаку колонны. Так как объемы промы-
вочной жидкости между двумя порциями
ВУС и второй порции ВУС известны, легко по
объему жидкости, закачиваемой насосами в
кольцевое пространство после выхода на ус-
тье первой порции ВУС, определить момент,
когда в колонну войдет порция тампонажно-
го раствора объемом, равным внутреннему
объему участка колонны длиной приблизи-
тельно 100— 150 м. В этот момент закачку
жидкости прекращают, кран на головке за-
крывают и колонну оставляют под давлени-
ем до затвердения тампонажного раствора.
Две другие порции буферной жидкости слу-
жат для отделения тампонажного раствора
от промывочной и продавочной жидкостей.
Разделительные пробки при обратном цемен-
тировании не применяют.
При обратном цементировании давле-
ние в цементировочных насосах меньше,
чем при одноступенчатом, поэтому рассмат-
риваемый способ применяют а) при недо-
статке цементировочной техники, б) если
есть реальная угроза поглощения за счет ги-
дростатического давления столба тампо-
нажного раствора и гидродинамического
давления и нет возможности провести сту-
пенчатое цементирование. Основные его не-
достатки: сложность контроля за поступле-
нием тампонажного раствора в колонну, не-
обходимость оставления в ней до затверде-
вания достаточно большого объема тампо-
нажного раствора и последующего разбури-
вания цементного камня, худшее качество
тампонажного раствора в нижней части
скважины, где обычно расположены продук-
тивные горизонты и где качество цементи-
рования должно быть особенно хорошим.
Манжетное иементирование. Этот спо-
соб применяют в том случае, когда нижний
участок обсадной колонны составлен из труб
с заранее профрезерованными отверстиями.
В состав обсадной колонны при спуске в сква-
жину включают цементировочную муфту, ко-
торую устанавливают немного выше фгльт-
ра, наружную манжету зонтичного типа или
пакер между муфтой и фильтром, а внутри ко-
лонны над фильтром - обратный клапан.
В конце промывки скважины в колонну
сбрасывают шар.
С потоком промывочной жидкости шар
опускается вниз и садится на седло нижней
втулки 7 цементировочной муфты (см.
рис. 16.5). Так как насос продолжает закачи-
вать жидкость, давление в колонне быстро
возрастает, втулка 7 срезает штгф ты, удер-
живающие ее в корпусе муфты, опускается
вниз до ограничителя 8 и открывает окна 6
для выхода жидкости в кольцевое простран-
ство. С этого момента процесс идет так же,
как при цементировании верхнего интерва-
ла ступенчатым способом.
Наружная манжета или пакер при этом
способе препятствуют осаждению тампо-
нажного раствора в кольцевом пространств е
вниз в зону фильтра.
Цементирование потайных колонн.
Такие колонны цементируют однос тупенча-
тым способом, как правило, без использова-
ния нижней разделительной пробки. По-
скольку диаметр потайной колонны обычно
больше диаметра бурильных труб, с помо-
щью которых ее спускают в скважину, для
разделения тампонажного раствора от про-
давочной жидкости применяют верхнюю
пробку, состоящую из двух секций: верхней
и нижней.
Нижнюю секцию подвешивают с помо-
щью срезных штифтов в разъединителе при
спуске колонны. Верхнюю же секцию перед
цементированием размещают в цементиро-
вочной головке и освобождают только после
закачки в бурильные трубы расчетного объ-
ема тампонажного раствора. Эта секция под
давлением закачиваемой поверх нее прода-
вочной жидкости опускается по бурильным
трубам вниз, садится на нижнюю секцию в
разъединителе, а далее единая секционная
пробка вытесняет тампонажный раствор из
обсадной колонны, пока не сядет на обрат-
ный клапан.
После этого в бурильные трубы сбрасы-
вают шар, открывают отверстия в разъеди-
нителе и промывают скважину, удаляя избы-
ток тампонажного раствора, оказавшийся
выше верхнего конца потайной колонны. По-
сле затвердения тампонажного раствора бу-
рильные трубы отвинчивают в левой резьбе
разъединителя и поднимают из скважины.
Тампонажные материалы
Тампонажными называют материалы,
которые при затворении с водой образуют
суспензии (обычно их называют раствора-
ми), способные в условиях скважины со вре-
менем превращаться практически в непро-
ницаемое твердое тело. В качестве тампо-
нажных материалов чаще всего используют
специальные марки цементов. В последние
годы расширяется применение также плас-
тических масс и некоторых смол, способных
затвердевать со временем в водной среде.
Тампонажные материалы классифици-
руют на группы по следующим признакам:
составу клинкера, температуре применения,
средней плотности приготовляемых из них
растворов, устойчивости образующихся из
тампонажных растворов камней к воздейст-
вию агрессивных пластовых вод, объемным
деформациям при твердении. Так, в зависи-
мости от состава клинкера, эти материалы
подразделяют на три группы: цементы на ос-
нове портландцементного клинкера: цемен-
ты на основе глиноземистого клинкера и бес-
клинкерные цементы. Клинкером называют
искусственный камень, образующийся в ре-
зультате спекания при высокой температуре
специально подобранной смеси некоторых
природных материалов.
В зависимости от температуры приме-
нения различают цементы для нйзких (ниже
15 °C), нормальных (от 15 до 50 °C), умерен-
ных (от 50 до 100 °C), повышенных (от 100 до
150 °C), высоких (от 150 до 250 °C) и цикли-
чески меняющихся температур.
В зависимости от средней плотности
раствора, который может быть приготовлен
из тампонажного цемента, их подразделяют
на легкие (менее 1400 кг/м3), облегченные
(от 1400 до 650 кг/м3), нормальные (от 1650
до 1950 кг/м3), утяжеленные от 1950 до 2300
кг/м3) и тяжелые (свыше 2300 кг/м3).
По устойчивости к агрессивному воз-
действию пластовых вод тампонажные це-
менты классифицируют на сульфатостой-
кие, стойкие по отношению к кислым (угле-
кислым и сероводородным) водам, к магне-
зиальным и к водам полиминерального со-
става, а также цементы для применения в
условиях отсутствия агрессивного воздейст-
вия пластовых жидкостей.
Наибольшее распространение в отече-
ственной практике получили цементы на ос-
нове портландцементного клинкера (тампо-
нажные портландцементы) и бесклинкерные
(в основном на основе молотых гранулиро-
ванных шлаков).
Тампонажные портландцементы под-
разделяют на бездобавочные, с минеральны-
ми добавками, а также со специальными до-
бавками, регулирующими свойства цемента.
Портландцементы. Портландцемен-
том называют порошок определенного мине-
ралогического состава, водная суспензия ко-
торого способна затвердевать как на возду-
хе, так и в воде. Для производства портланд-
цемента берут смесь горных пород, содержа-
щую 60—75 % СаО, 17—25 % Si02, 3—10 %
А12Оа, 2—6 % Fe2O3 и небольшое количество
других примесей, обжигают ее в специаль-
ных печах при температуре 1300—1400 °C, а
затем полученный камень, именуемый клин-
кером, размалывают в мельницах в порошок
с удельной поверхностью 250—350 м2/кг.
При обжиге образуются искусственные ми-
нералы и стекло. Главнейшими клинкерны-
ми минералами являются: аллит — разно-
видность трехкальциевого силиката, белит
— двухкальциевый силикат, целит —четы-
рехкальциевый алюмоферрит и трехкальци-
евый алюминат. При помоле к клинкеру до-
бавляют небольшое количество гипса, а так-
же некоторое количество инертных или ак-
тивных добавок в зависимости от разновид-
ности портландцемента.
Компонентами, которые наиболее ак-
тивно взаимодействуют с водой и способству-
ют относительно быстрому затвердеванию
тампонажного раствора и быстрому росту
прочности камня в раннем возрасте, являют-
ся трехкальциевый алюминат и аллит; наиме-
нее активным вяжущим компонентом являет-
ся белит, но именно он определяет конечную
прочность портландцементного камня.
Тампонажные портландцементы произ-
водятся трех температурных разновидностей:
для низких и нормальных температур, для
умеренных, а также повышенных температур.
Специальные тампонажные цементы
изготовляют совместным измельчением вя-
жущей основы, утяжеляющей, активизиру-
ющей и других добавок или раздельным из-
мельчением с последующим смешением ука-
занных компонентов.
Специальные цементы отличаются от
применяемых в настоящее время тампонаж-
ных смесей однородностью гранулометриче-
ского состава, повышенными физико-меха-
ническими свойствами, высокой термостой-
костью: при их использовании исключается
необходимость приготовления сухой смеси в
промысловых условиях.
Контроль за качеством процесса це-
ментирования ведется так, как это показано
в табл.16.2.
Таким образом, успешное цементиро-
вание обеспечивается правильным подхо-
дом к анализу условий цементирования (фи-
лософия цементирования), выбором цели и
назначения цементирования (коммуника-
ция), учетом подрядчиком концепции ком-
пании, заказывающей скважину, правиль-
ным подбором субподрядчиков-исполните-
лей (сервисные компании), уровнем квали-
фикации подрядчика, его знаниями и доста-
точной обученностью передовым методам
технологии.
Контроль цементирования проводится
за счет постоянного измерения и регистра-
ции на самописцах скорости подачи насоса,
скорости восходящего потока, плотности
выходящего раствора и изменений давления
на манометре.
Регистрация этих параметров способ-
ствует обнаружению на ранней стадии типо-
вых осложнений, которые чаще всего возни-
кают при цементировании (табл. 16.3).
Таблица 16.2
Контроль за качеством цементирования
Название фактора Причина, его вызвавшая
1 2
Неверно пробуренная скважина Недостаточно большой внутренний диаметр, резкие изменения направления ствола, размыв ствола из-за неустойчивости стенок скважины, неправильно выбранное место установки низа колонны
Неудовлетворительный буровой раствор Высокие значения СНС и предела текучести, высокая водоотдача, толстая фильтрационная корка, высокое содержание твердой фазы, материала по борьбе с поглощениями, совместимость качеств бурового раствора и цемента
Поглощение раствора Зоны поглощения недостаточно изолированы перед цементированием. Избыточное давление раствора при циркуляции в кольцевом пространстве, что может вызвать поглощение цементного раствора при цементировании
Аномально высокое давление (АВПД) Усложняет как процесс цементирования, так и бурения скважин. Если используются трубы неправомерно большого диаметра, то малый зазор между ними и стенками скважины при прокачке цементного раствора также может вызвать явления АВПД. При заливке утяжеленным цементным раствором это требует больших усилий для регулирования его свойств. Движение труб при спуске в случае АВПД должно осуществляться с особыми мерами предосторожности. Возникают проблемы при спуске хвостовика. Все это создает дополнительные сложности
Аномально низкое давление(АНПД) Возникает реальная опасность дифференциального прихвата, поглощения цементного фильтрата, необходимость применения цементного раствора самой низкой плотности. Необходимо принимать во внимание пониженную прочность цементного камня, получающегося при отмеченных вынужденных ограничениях
Пласты, чувствительные к контактам с водой Пески с присутствием глин, чувствительные к фильтрату пресной воды, образование водного барьера в зонах, содержащих сухой газ
Высокая температура Приводит к застудневанию раствора (желатинизация), моментальному схватыванию цементного раствора без замедлителя. Возникают проблемы повышенния напряжений сжатия или растяжения обсадной колонны, ограниченные возможности использования внутри скважинного инструмента, снижение прочности цементного камня
Осложнения при цементировании
Таблица 16.3
Вид осложнения Причины возникновения
1 2
Неудовлетворительное замещение бурового раствора в затрубном пространстве Неудовлетворительные параметры бурового раствора перед началом цементирования. Период свободного продвижения ("падения") цементного раствора в начальный момент цементирования, тогда давления на заливочной головке практически нет, заканчивается раньше расчетного времени из-за высокого давления в кольцевом пространстве. Давление на устье выше расчетного. Пониженная скорость потока выходящего из скважины раствора на стадии свободного падения цементного раствора. Период свободного падения цементного раствора длится дольше ожидаемого времени из-за пониженного давления в затрубном пространстве.
Непредвиденный размыв ствола Давление на устье ниже ожидаемого после свободного падения цементного раствора. Снижение скорости выхода раствора при столкновении с размывом ствола, следующее за увеличением скорости восходящего потока в кольцевом пространстве на участке с нормальным диаметром. Неустойчивые показания скорости восходящего потока после периода свободного падения цементного раствора.
Поглощение раствора Скважина выходит из стадии, когда цемент свободно перемещается, позже, чем ожидалось. Давление на устье ниже ожидаемого. Скорость потока выходящего раствора ниже ожидаемой. Интенсивное перемещение цементного раствора в колонне из-за низкого гидростатического противодавления в кольцевом пространстве (на это может указывать наличие вакуума на манометре заливочной головки).
Условия, провоцирующие приток Скважина выходит из состояния, когда цементный раствор свободно идет вниз в бурильных трубах, позже, чем ожидалось. Давление на устье ниже ожидаемого. Скорость выходящего раствора выше ожидаемой во время или после периода свободного падения цемента.
Внутрискважинные ограничения (ухудшение прокачиваемости цементного раствора) Скважина входит в состояние свободного продвижения цемента под действием собственного веса в обсадной колонне во время процесса цементирования и выходит из него раньше ожидаемого (расчетного) времени. Давление на устье выше ожидаемого, Скорость поступления раствора из затрубного пространства на дневную поверхность за счет выдавливания его из скважины по причине начавшегося свободного перемещения (падения) цементного раствора в обсадной колонне при цементировании ниже ожидаемой по расчету.
Дегидратация цементного раствора Период свободного "падения" столба цементного раствора в обсадной колонне во время осуществления процесса цементирования начинается примерно в ожидаемое время (о чем можно судить по произвольному излиянию раствора из скважины), но заканчивается раньше, чем это предсказано по расчету из-за высокого давления трения. Давление на устье выше ожидаемого. Скорость выходящего раствора примерно соответствует ожидаемой до начала гидратации, но затем начинает снижаться.
ЛИТЕРАТУРА
1. Методические указания по выбору
конструкций нефтяных и газовых скважин,
проектируемых для бурения разведочных и
эксплуатационных площадях -М.: Миннеф-
тепром, 1973. -10 с.
2. Временная методика составления
технических проектов на бурение, крепле-
ние и испытания нефтяных и газовых сква-
жин -М.: Недра, 1976. -143 с.
3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Про-
селков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб,
пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-бизнес-
центр», 2000. - 670 с.
ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ
Крепление скважины, являющееся от-
ветственной операцией в процессе строи-
тельства самой скважины, оказывает реша-
ющее влияние на её успешное заканчива-
ние, освоение и срок эксплуатации. В про-
цессе крепления осуществляется спуск об-
садных колонн, в результате чего реализует-
ся предусмотренная проектом конструкция
скважины.
Колонны обсадных труб являются од-
ним из основных элементов конструкции
скважины и имеют различное назначение.
Основой конструкции обсадных колонн
являются обсадные трубы.
Выбор типа обсадных труб определяет-
ся необходимостью обеспечения эффектив-
ной добычи, прочностными характеристи-
ками, герметизирующей способностью и
коррозионной стойкостью.
Стремление к переходу на конструкции
с уменьшенным числом колонн, позволяю-
щее значительно снизить затраты на строи-
тельство скважины, переход к уменьшен-
ным диаметрам эксплуатационных и проме-
жуточных колонн, увеличение глубин буре-
ния, проведение разработок месторождений
с большим содержанием сероводорода и уг-
лекислого газа, бурение скважин в условиях
вечной мерзлоты положило начало расши-
рению ассортимента обсадных труб по меха-
ническим показателям металла в сторону
повышения прочностных и коррозионных
характеристик и по увеличению числа типов
резьбовых соединений труб.
В подавляющем большинстве сборка
обсадных труб в колонну осуществляется
путем свинчивания их с помощью резьбо-
вых соединений, выполненных на концах
труб. Известный способ сборки обсадных
колонн со сваркой их над устьем скважины,
в силу ряда присущих ему трудностей (необ-
ходимость регламентации стали по химиче-
скому составу, обеспечивающему хорошую
свариваемость, наличие открытого пожаро-
опасного источника над устьем скважины
при спуске колонны, отсутствие возможнос-
ти, при необходимости, быстрой разборки
обсадной колонны и другое), практически не
находит применения при строительстве
скважин.
Для соединений обсадных труб ис-
пользуются конические резьбы с конуснос-
тью от 1:32 до 1:10. Применение коничес-
ких резьбовых соединений продиктовано
рядом их преимуществ перед цилиндричес-
кими резьбами.
1. Возможность получения оптималь-
ных прессовых посадок в резьбе путем фик-
сации заданного осевого натяга при свинчи-
вании. Прессовые посадки способствуют
герметичности соединений, предотвраща-
ют расстройство соединений в результате
действия динамических и вибрационных
нагрузок.
2. Конические резьбы могут значитель-
но сократить время на сборку и разборку со-
единения, так как число оборотов, необходи-
мых для закрепления и раскрепления соеди-
нений, не зависит от числа ниток, находя-
щихся в сопряжении:
2/? + А
п =-----,
KS
где п - число оборотов, требуемых при свин-
чивании конической резьбы: h - рабочая вы-
сота профиля: А - диаметральный натяг
свинченного соединения; К - конусность
резьбы; 5 - шаг резьбы.
3. Конические резьбы создают благо-
приятные условия сборки соединений, так
как в процессе посадки ниппель входит в муф-
ту на значительную глубину, чем обеспечива-
ется самоцентрирование резьбы и распреде-
ление удара на значительное число ниток.
4. Для соединений типа «труба в трубу»,
габариты которых ограничены толщиной
стенки, конические резьбы могут об еспечить
большую прочность к растягивающим на-
грузкам за счет увеличения площади опас-
ных сечений под последними нитками резь-
бы, находящимися в зацеплении (рис. 17.1).
Рис. 17.1. Прочность при растяжении для
цилиндрической и конической резьбы:
а и б - опасные сечения для цилиндрической резьбы;
в и г - опасные сечения для конической резьбы. Пло-
щади сечений виг больше площадей сечений а и б
5. При ремонте конических резьб в ре-
зультате износа профиля резьбы или наличия
повреждений резьбовой поверхности требует-
ся отрезать только незначительную часть
резьбы, чтобы дать возможность нескольких
перенарезок.
Резьбовые соединения обсадных труб
можно разделить на несколько типов:
- с углом профиля 60°, так называемые резь-
бы с закруглённым треугольным профилем;
- упорные резьбы с трапецеидальным
профилем;
- высокогерметичные резьбовые соеди-
нения, имеющие узлы уплотнения различной
конструкции;
- коррозионно-стойкие резьбовые соеди-
нения;
- резьбовые соединения для безмуфто-
вых обсадных труб, так называемые соедине-
ния «труба в трубу».
Таблица 17.1
Механические свойства сталей, применяемых для изготовления обсадных труб
Наименование показателя Группы прочности стали
Д Е Л М Р Т
Временное сопротивление ое, МПа, не менее 655 689 758 862 1000 1103
Предел текучести от, МПа, не менее не более 379 552 552 758 655 862 758 965 930 1137 1034 1211
Таблица 17.2
Сортамент обсадных труб и типы резьбовых соединений (ГОСТ 632)
Условный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Тип соединения
с треугольной резьбой ОТТМ ОПТ ТБО
короткой удлинённой
5,2 д - - - -
5,7 д - - - -
114 6,4 д ДЕЛМ ДЕЛМ - -
7,4 - ДЕЛМР ДЕЛМР - -
8,6 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ -
10,2 - ЛМРТ ЛМРТ ЛМРТ -
5,6 д - - - -
6,4 д ДЕЛМ ДЕЛМ - -
127 7,5 д ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ - -
9,2 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
10,7 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
6,2 д - Д - -
7,0 д ДЕЛМ ДЕЛМ - -
140 7,7 д ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ - -
9,2 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
10,5 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
6,5 д - Д - -
7,0 д ДЕЛМ Д - -
146 7,7 д ДЕЛМ ДЕЛМ - -
8,5 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
9,5 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
10,7 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
7,3 д ДЕ ДЕ - -
168 8,9 д ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
10,6 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
12,1 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
5,9 д - - - -
6,9 д - д - -
8,1 д ДЕЛ ДЕЛ - -
9,2 д ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
178 10,4 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
11,5 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
12,7 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
13,7 - ЕЛМРТ ЕЛМРТ ЕЛМРТ ЕЛМРТ
15,0 - ЛМРТ ЛМРТ ЛМРТ ЛМРТ
Окончание таблицы 17.2
Условный Толщина стенки, мм Тип соединения
диаметр с треугольной резьбой оттм оттг ТБО
трубы, мм короткой удлинённой
7,6 д - д -- -
194 8,3 д ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ - -
9,5 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
10,9 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
194 12,7 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ
15,1 - ЛМРТ ЛМРТ ЛМРТ ЛМРТ
6,7 д - - - -
7,7 д - д - -
8,9 д ДЕЛМ ДЕЛМ ДЕЛМ -
219 10,2 д ДЕЛМР ДЕЛМР ДЕЛМР -
11,4 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ -
12,7 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ -
14,2 - ЛМРТ ЕЛМРТ ЕЛМРТ -
7,9 д - Д - -
8,9 д ДЕЛМ ДЕЛМ ДЕЛМ -
10,0 д ДЕЛМР ДЕЛМР ДЕЛМР -
245 11,1 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ -
12,0 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ -
13,3 - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ -
15,9 - ЛМРТ ЛМРТ ЛМРТ -
7,4 д - - - -
8,9 ДЕЛМ - ДЕЛМ ДЕЛМ -
10,2 ДЕЛМР - ДЕЛМР ДЕЛМР -
273 11,4 ДЕЛМР - ДЕЛМР ДЕЛМР -
12,6 ДЕЛМРТ - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ -
13,8 ДЕЛМРТ - ДЕЛМРТ ДЕЛМРТ -
15,1 ЕЛМРТ - ЕЛМРТ ЕЛМРТ -
16,5 ЛМРТ - ЛМРТ ЛМРТ -
8,5 Д - - - -
9,5 Д - д - -
299 11,1 ДЕЛМ - ДЕЛМ - -
12,4 ДЕЛМРТ - ДЕЛМРТ - -
14,8 ЕЛМРТ - ЕЛМРТ - -
8,5 Д - - - -
9,5 ДЕЛ - ДЕЛ - -
324 11,0 ДЕЛМ - ДЕЛМ - -
12,4 ДЕЛМРТ - ДЕЛМРТ - -
14,0 ДЕЛМРТ - ДЕЛМРТ - -
8,4 Д - - - -
9,7 ДЕЛ - ДЕЛ - -
10,9 ДЕЛ - ДЕЛ - -
340 12,2 ДЕЛМ - ДЕЛМ - -
13,1 ДЕЛМРТ - ДЕЛМРТ - -
14,0 ДЕЛМРТ - ДЕЛМРТ - -
15,4 ЛМРТ - ЛМРТ - -
9,0 Д - - - -
351 10,0 ДЕЛ - - - -
11,0 ДЕЛМ - - - -
12,0 ДЕЛМ - - - -
9,0 Д - - - -
377 10,0 11,0 ДЕ ДЕЛ - - - -
12,0 ДЕЛ - - - -
9,5 Д - - - -
406 11,4 12,6 ДЕ ДЕ - - - -
16,7 ДЕ - - - -
10,0 Д - - -
426 11,0 ДЕ - - - -
12,0 ДЕ - - - -
473 11,1 Д - - - -
11,1 Д - - - -
508 12,7 Д - - - -
16,1 Д - - - -
Обсадные трубы и муфты к ним изготав-
ливаются из сталей различных групп прочно-
сти. Механические свойства обсадных труб и
муфт к ним в соответствии с ГОСТ 632 «Трубы
обсадные и муфты к ним. Технические усло-
вия» приведены в табл. 17.1.
Применяемый при строительстве сква-
жин сортамент обсадных труб, в зависимости
от конкретных условий бурения и эксплуата-
ции, имеет достаточно широкий диапазон. В
табл. 17.2 приведён сортамент обсадных труб,
предусматриваемый ГОСТ 632.
Обсадные трубы с резьбой
закругленного треугольного
профиля
Обсадные трубы с резьбовыми соедине-
ниями с закругленным треугольным профи-
лем выпускаются по ГОСТ 632.
В соединении труб по ГОСТ 632 приме-
няется резьба конусностью 1:16, с шагом
3,175 мм и с углом профиля 60°. Номиналь-
ный диаметральный натяг в свинченном со-
единении для труб диаметром 114 - 178 мм
равен 0,59 мм, а для труб диаметром 194 -
508 мм - 0,69 мм. Посадка резьбы осуществ-
ляется по боковым сторонам профиля. По
наружному и внутреннему диаметрам резь-
бы имеется зазор, равный 0,076 мм. Надле-
жащая герметичность соединения создается
уплотнением в зазорах резьбовой смазки
при свинчивании механическим способом.
Профиль резьбы показан на рис. 17.2.
Рис. 17.2. Резьба обсадных труб с
закругленным треугольным профилем
Резьбовые соединения с треугольным
профилем представляют из себя муфтовую
конструкцию, когда соединение труб с наре-
занными на них наружными резьбами осу-
ществляется с помощью муфт, имеющих
внутренние резьбы.
Разрушение резьбовых соединений с
треугольным профилем от действия осевых
растягивающих нагрузок, как правило, про-
исходит вследствие вырыва трубы из муфты
при выходе витков резьбы из зацепления.
Резьба выходит из зацепления вследствие
действия радиального усилия, направленного
на уменьшение диаметра трубы и увеличение
диаметра муфты, а также вследствие умень-
шения поперечных размеров трубы в опасном
сечении от удлинения при растяжении.
В практике расчета допустимых растя-
гивающих нагрузок обсадных труб критери-
ем сопротивляемости растяжению резьбо-
вых соединений с углом профиля 60° являет-
ся страгивающая нагрузка, при которой
приведенное напряжение в опасном сечении
достигает предела текучести. Страгиваю-
щую нагрузку принято определять по фор-
муле Яковлева - Шумилова
1 + 77 2/ с1'^а + (р}
где Dt- средний диаметр сечения по впадине
первого полного витка резьбы (в основной
плоскости), мм;
D,.= D-2h-b;
D - номинальный наружный диаметр, мм;
h - глубина резьбы, мм;
b - толщина стенки трубы по впадине
того же витка, мм;
I - длина резьбы с полным профилем (до
основной плоскости), мм;
ц - угол между опорной поверхностью
резьбы и осью трубы, равный 60°;
(р - угол трения, принимаемый в расче-
тах равным 7°;
Т] - коэффициент разгрузки, г]=Ь/(Ь+д):
S - номинальная толщина стенки тру-
бы, мм;
стт - предел текучести материала труб,
МПа.
Обсадные трубы
с упорной резьбой
Применение обсадных труб с упорной
резьбой трапецеидального профиля позво-
ляет существенно улучшить их эксплуатаци-
онные характеристики. Соединения с трапе-
цеидальной резьбой обеспечивают хорошую
свинчиваемость, без перекосов и заеданий,
значительно уменьшают число оборотов при
свинчивании.
Широко распространенными трубами
с трапецеидальной резьбой являются обсад-
ные трубы ОТТМ™*, которые выпускаются
по ГОСТ 632. Кроме того, в последнее время
появилось значительное число различных
типов обсадных труб, выпускаемых по спе-
циальным техническим условиям, разрабо-
танным на заводах - изготовителях, в основу
соединений которых положена резьба
ОТТМ™.
* Здесь и далее конструкции обсадных труб, от-
меченные ™, разработаны в лаборатории резь-
бовых соединений ОАО «НПО «Буровая техни-
ка» - ВНИИБТ при участии трубных заводов РФ
и бывшего СССР.
Основной особенностью конструкций
муфтовых обсадных труб ОТТМ™ является
высокая сопротивляемость резьбового со-
единения растягивающим нагрузкам.
В соединении труб ОТТМ™ применена
трапецеидальная резьба конусностью 1:16,
с шагом 5,08 мм, глубиной 1,6 мм и углами
наклона профиля Зи 10°. Посадка резьбы
осуществляется по внутреннему и наружно-
му диаметрам резьбы. Номинальный диаме-
тральный натяг в соединении после докреп-
ления резьбы машинным способом равен
0,75 мм. Размеры профиля резьбовых соеди-
нений ОТТМ™ приведены рис. 17.3.
Число оборотов, требуемых для за-
крепления соединения труб ОТТМ™, в 2 ра-
за меньше, чем для обсадных труб с закруг-
ленным треугольным профилем резьбы.
Высокая сопротивляемость растяжению
соединения обеспечивается незначитель-
ным углом наклона (3°) стороны профиля,
воспринимающей растягивающую нагруз-
ку. При этом в трапецеидальной резьбе от-
сутствуют радиальные нагрузки, приводя-
щие к вырыву соединений с треугольной
резьбой. Прочность на растяжение у труб
ОТТМ™ на 25-50 % выше, чем у соединений
обсадных труб с треугольной резьбой. Это
позволяет при том же коэффициенте запа-
са прочности использовать трубы ОТТМ™ с
уменьшенной толщиной стенки или приме-
нять трубы из стали с более низкими меха-
ническими свойствами (например, из ста-
ли группы прочности Д вместо группы
прочности Л).
Соединения с трапецеидальной резь-
бой разрушаются вследствие разрыва по
телу трубы в опасном сечении или вследст-
вие вырыва резьбы. В первом случае разру-
шающую нагрузку определяют исходя из
площади опасного сечения тела трубы под
последней свинченной ниткой. Во втором
случае вырывающая нагрузка является
функцией предела текучести материала
труб, диаметрального натяга, а также осе-
вых напряжений в опасном сечении трубы,
при которых, в результате сползания вит-
ка, образуется зазор по посадочному диа-
метру наружной и внутренней резьбы, рав-
ный рабочей высоте профиля. Поскольку
для резьбовых соединений обсадных труб
угол наклона стороны профиля, восприни-
мающей осевую нагрузку, меньше угла тре-
ния, то при перемещении витка резьбы в
радиальном направлении возникает сила
трения, препятствующая выходу резьбы из
Резьба муфты (внутренняя)
Резьба трубы (наружная)
Рис. 17.3. Профиль резьбы ОТТМ™
зацепления. Последнее обстоятельство
предопределяет повышенную, по сравне-
нию с резьбой треугольного профиля, несу-
щую способность на растяжение соедине-
ний с резьбой ОТТМ™.
Расчет на растяжение колонн труб с
резьбой трапецеидального профиля
(ОТТМ™, ОПТ™ и ТБО™ по ГОСТ 632) про-
изводят по разрушающей нагрузке, наи-
меньшей из подсчитанных, исходя из усло-
вия разрушения по телу трубы в опасном се-
чении, условия выхода резьбы из сопряже-
ния вследствие уменьшения поперечных
размеров трубы от удлинения при растяже-
нии и условия разрушения по муфтовой час-
ти соединения в опасном сечении.
Разрушающую нагрузку по телу в опас-
ном сечении определяют по формуле
=0,785[(D-0,022)2-(Z)-2(5)2]ff/!mi„. (17.2)
Разрушающую нагрузку при выходе
резьбы из сопряжения рассчитывают по
формуле
(17.3)
Разрушающую нагрузку по муфтовой
части соединения в опасном сечении опре-
деляют по формуле
Р „ „ = 0,785lfo 2)ЬД
Р<п ’ L\ м Р /Г в
(17.4)
В формулах (17.2) - (17.4) приняты сле-
дующие условные обозначения:
D - наружный диаметр трубы, мм:
8 - толщина стенки, мм;
<5В|П.„, - наименьшее временное сопротив-
ление, МПа (см. ГОСТ 632);
oTmin - наименьший предел текучести
при растяжении, МПа (см. ГОСТ 632);
h, - высота профиля резьбы, равная 1,6 мм;
d, - средний диаметр тела трубы в опас-
ном сечении, мм:
dc = D-(8 + h,/2),
A - диаметральный натяг свинченного
соединения, мм;
Е, - модуль упрочнения, принимаемый
равным 4900 МПа - для стали группы проч-
ности Д, 3430 МПа - для стали групп прочно-
сти К и Е, 2450 МПа - для стали групп проч-
ности Л и М;
h - рабочая высота профиля резьбы,
равная 1,2 мм;
о, - коэффициент Пуассона для пласти-
ческой области, равный 0,5;
<р - угол трения, принимаемый равным 11°;
(3 - угол наклона несущей стороны про-
филя, равный 3°;
I - длина резьбы, находящейся в сопря-
жении, мм: l=L-14;
L - общая длина резьбы, мм;
D,, - наружный диаметр муфты, мм;
Д, - наружный диаметр резьбы муфты в
опасном сечении, мм;
d, = D- 0,0125-1,,/16;
l„ - длина наружной резьбы с полным
профилем, мм.
В зарубежной практике, а последнее
время и у нас в стране нашли распростране-
ние обсадные трубы с упорной резьбой «Бат-
ресе» по спецификации Американского неф-
тяного института API Standard 5В (четыр-
надцатое издание, 1996 г.) «Требования к
резьбе, калибровке и контролю резьб обсад-
ных, насосно-компрессорных и трубопро-
водных труб» (API 5В).
По конструктивным особенностям
резьба «Батресе» аналогична соединению
ОТТМ™, за исключением длины резьбы, ко-
торая в соединении «Батресе» несколько
больше, чем в соединении ОТТМ™. Это вы-
звано тем, что соединение ОТТМ™ выполне-
но со сбегом резьбы, а резьба «Батресе» наре-
зается «на выход», т.е. без принудительного
вывода резьбообразующего инструмента, за
счет чего несколько увеличивается её длина.
При этом зацепление витков в собранном со-
единении на участке резьбы, выполненном
на наружной поверхности трубы, не имею-
щем механической обработки, осуществля-
ется по неполному профилю. На основе тако-
го конструктивного решения иногда делает-
ся вывод о несколько большей несущей спо-
собности на растяжение резьбы «Батресе»,
по сравнению с резьбой ОТТМ™.
Однако это преимущество зачастую
нивелируется из-за повышенного расхода
резьбообразующего инструмента при изго-
товлении соединений «Батресе», в связи с
тем, что часть резьбы «Батресе» нарезается
по необработанной поверхности трубы, по-
крытой твердой окалиной, что приводит к
быстрому износу дорогостоящего резьбооб-
разующего инструмента.
Для обсадных труб большого диаметра,
используемых для кондукторов и направле-
ний, вместо резьбового соединения с закруг-
ленной резьбой треугольного профиля в ОАО
«НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ разрабо-
тано соединение с трапецеидальной упор-
ной резьбой ОТГБ™.
В соединении труб ОТТБ™ применена
коническая резьба с шагом 8,0 мм, конусно-
стью 1:10, глубиной резьбы 2,0 мм и углами
наклона сторон профиля 3° и 30".
Крупный шаг, крутая конусность резь-
бы и угол наклона профиля, равный 30°,
способствуют быстрому и качественному
свинчиванию соединений без перекосов,
задиров и заеданий резьб. Наклон в 3° сто-
роны профиля, воспринимающего растяги-
вающую нагрузку, позволяет реализовать
преимущества трапецеидальной резьбы по
отношению к треугольной при нагружении
их осевой нагрузкой. Для полного закрепле-
ния соединения ОТТБ™ требуется всего 6-7
оборотов. Предусмотренное конструкцией
определенное положение торца трубы, по
отношению к свободному торцу муфты при
сборке на заводе-изготовителе и дальней-
шее свинчивание на буровой, осуществляе-
мое до упора торца спускаемой трубы в то-
рец предыдущей трубы, обеспечивает фик-
сацию натяга в резьбовом соединении в не-
обходимых пределах. Кроме того, это облег-
чает определение момента окончания свин-
чивания соединений на буровой, работу бу-
ровой бригаде, повышает герметичность
соединения и обеспечивает безуступный,
равнопроходной внутренний диаметр об-
садной колонны.
Разрушающая нагрузка при действии
осевых растягивающих усилий для соедине-
ний ОТТБ™ в 2-2,5 раза выше, чем для со-
единений обсадных труб большого диаметра
с треугольной резьбой, при этом соединение
ОТТБ™ остается герметичным при действии
внутреннего давления, большего на 10-30 %,
чем способно выдерживать соединение с
треугольной резьбой.
Высокогерметичные резьбовые
соединения
Увеличение глубин бурения, разра-
ботка месторождений с аномально высо-
кими пластовыми давлениями, стремле-
ние гарантированного увеличения срока
эксплуатации крепи скважины привело к
необходимости разработок обсадных труб
с высокогерметичными резьбовыми со-
единениями.
Известные в настоящее время конст-
руктивные решения соединений обсадных
труб отличаются, главным образом, выбо-
ром типа узла уплотнения, предупреждаю-
щего утечку прокачиваемого агента.
В соединениях обсадных труб, удовле-
творительно работающих при повышенных
давлениях, используются, как правило,
упорные резьбы с трапецеидальным профи-
лем типа ОТТМ™ или «Батресе».
Уплотнительные элементы высокогер-
метичных обсадных труб условно можно
разделить на группы.
1-я группа. Уплотнение резьбовых соеди-
нений этой группы осуществляется с помощью
вставных упругих кольцеобразных элементов.
Герметизирующие элементы вставля-
ются в кольцевую проточку на резьбовой по-
верхности муфты или могут быть установле-
ны в кольцевое пространство, образуемое
торцом трубы и внутренним упорным усту-
пом муфты (рис. 17.4).
Герметизирующие элементы, как прави-
ло, изготавливаются из фторопласта (тефло-
на) или состоят из 75 % фторопласта и 25 %
стекловолокна. Стекловолокно добавляется
для придания кольцу большей твердости. При
свинчивании оно легче перерезается нитка-
ми резьбы и не сминается, как в случае ис-
пользования кольца только из фторопласта.
Упругие уплотнительные элементы мо-
1ут также использоваться в соединениях с
закругленной треугольной резьбой, а также
в безмуфтовых соединениях обсадных труб.
2-я группа. Это наиболее широко при-
меняемая группа соединений, в которых уп-
лотнение осуществляется по принципу ме-
талл-металл.
Соединения с уплотнением металл-ме-
талл имеют одно или несколько уплотнений
такого типа и отличаются высокой герме-
тичностью при давлении как жидкостью,
так и газом. Для надежной герметизации
Рис. 17.4. Схемы установки герметизирующих
элементов:
а - в кольцевой проточке муфты б - в кольцевом
пространстве; 1 - кольцевая проточка муфты;
2 - упругий герметизирующий элемент;
3 - кольцевое пространство
применяются уплотнительные поверхности
конической, сферической или цилиндричес-
кой форм, обеспечивающие после свинчива-
ния соединения плотную посадку с задан-
ным диаметральным натягом. Благодаря по-
садке с натягом между уплотняющими по-
верхностями возникает контактное давле-
ние, величина которого должна быть не-
сколько выше, чем давление транспортируе-
мого агента. При этом повышение внутрен-
него давления агента способствует увеличе-
нию герметичности соединения благодаря
возрастанию контактного давления на со-
прягающихся уплотнительных поверхнос-
тях. Кроме уплотнений радиального типа ис-
пользуются торцевые уплотнения, а также
их сочетания.
В зависимости от назначения, соедине-
ния данного типа могут быть муфтовыми,
безмуфтовыми или выполненными в габари-
тах тела трубы. В высококачественных со-
единениях данного типа с целью обеспече-
ния высокой прочности при действии осевой
и изгибающей нагрузок применяется трапе-
цеидальная упорная резьба с малым (около
3°) или отрицательным (O...150) углами на-
клона профиля, воспринимающего растяги-
вающую нагрузку.
Высокогерметичные обсадные трубы с
уплотнением металл-металл выпускаются
многими иностранными фирмами. При
Рис. 17.5. Обсадные трубы с соединением VAM:
а - муфтовое соединение; б - конический
удлинительный поясок; в - профиль резьбы
«Батресе»; г - конец резьбы с конусностью,
1:16, нарезанной «на выход»
Рис. 17.6. Обсадные трубы с соединением BDS:
1 - цилиндрическая поверхность;
2 - сферическая поверхность
Рис. 17.7. Обсадные трубы ОПТ™
этом практически каждая фирма стремит-
ся создать собственную конструкцию высо-
когерметйчного соединения, имеющего па-
тентно-правовую защиту. Наиболее актив-
но в этом направлении в конце прошлого
века действовали такие фирмы, как «Валлу-
рек», «Маннесман», «Ниппон Стил», «Хайд-
рилл» и другие. В результате было разрабо-
тано и запатентовано большое количество
различных конструкций обсадных труб с
высокогерметичными соединениями. Од-
нако их эксплуатационные свойства на-
столько близки друг к другу, что отдать
предпочтение какой-либо конструкции не
представляется возможным.
Среди упомянутых разработок прежде
всего необходимо отметить резьбовые со-
единения семейства VAM («Валлурек») и BDS
(«Маннесман»), В большинстве этих конст-
рукций использована упорная трапецеи-
дальная резьба «Батресе» с обеспечением
герметичности за счет уплотнения металл-
металл.
В соединениях VAM (рис. 17.5) герме-
тичность достигается за счет специально
выполненной формы торца трубы и внутрен-
него уступа муфты. При этом используется
две конические поверхности - радиальная с
конусностью 1:10 и торцевая с наклоном под
углом 15°.
В соединениях BDS, общий вид кото-
рых приведен на рис. 17.6, уплотнение осу-
ществляется за счет взаимодействия конца
трубы, имеющего бочкообразную форму, с
цилиндрической расточкой муфты. Упорные
торцы, как и в соединениях VAM, выполнены
под углом 15".
Торцевые упоры в таких конструкциях,
кроме уплотняющей функции, служат для
ограничения осевого перемещения, фикса-
ции расчетного напряженного состояния
резьбового соединения и радиального уплот-
нения (т.е. их диаметральных натягов) и вос-
приятия крутящего момента при докрепле-
нии соединений.
Данные типы соединений обсадных
труб нашли достаточно широкое распрост-
ранение в ряде зарубежных стран, а также в
бывшем СССР и РФ. Эксплуатация представ-
ленных конструкций при достаточно слож-
ной конфигурации уплотнительных элемен-
тов показала, что их ремонт и изготовление
переводников в промысловых условиях
практически невозможны.
На этом фоне достаточно перспектив-
но выглядит конструкция высокогерме-
тичного резьбового соединения ОТТГ™,
разработанная в лаборатории резьбовых
соединений ОАО «НПО «Буровая техника» -
ВНИИБТ.
В соединении обсадных трубах
ОТТГ™ (рис. 17.7) используется упорная
резьба трапецеидального профиля ОТТМ™.
Данное обстоятельство позволяет исполь-
зовать при изготовлении соединений
ОТТГ™ резьбообразующий инструмент и
калибры.
Герметичность соединения ОТТГ™
обеспечивается коническими уплотнитель-
ными поверхностями, расположенными за
резьбой со стороны меньших диаметров. В
соединении предусмотрен контакт по внут-
ренним упорным торцам, точно фиксирую-
щий заданный натяг при закреплении со-
единения и обеспечивающий беззазорную
поверхность внутреннего канала колонны.
При закреплении соединения создается по-
садка по уплотнительным поверхностям и по
внутреннему и наружному диаметрам резь-
бы с диаметральным натягом приблизитель-
но 0,5 мм.
В ряду конструкций высокогерметич-
ных резьбовых соединений следует отметить
соединение обсадных труб серии ТБО™
(рис. 17.8). Обсадные трубы ТБО™ представ-
ляют из себя безмуфтовую конструкцию. На
одном конце трубы нарезана наружная резь-
ба, а на другом конце, имеющем наружную
высадку, нарезается внутренняя резьба.
Резьбовые соединения соответствуют резьбе
ОТТМ™. Герметичность соединения обеспе-
чивается коническими уплотнительными
поверхностями, размещенными со стороны
малого торца резьбы, и аналогичными по-
верхностями, применяемыми в соединении
ОТТГ™.
Использование безмуфтовой конструк-
ции обсадных труб позволяет сохранить пре-
имущества, присущие высокогерметичному
соединению ОТТГ™ и в то же время позволя-
ет осуществлять спуск колонн с минимально
возможными зазорами.
Испытания соединений обсадных труб
ТБО™ диаметром 140 мм с толщиной стенки
9,5 мм группы прочности Р, внутренним дав-
лением газа (азот) показали, что соединения
остаются герметичными при давлении до
117,6 МПа (1200 кгс/см2).
Обсадные трубы ОТТГ™ и ТБО™ облада-
ют всеми преимуществами, присущими со-
единениям с упорной трапецеидальной резь-
бой, а расчет колонн из труб ОТТГ™ и ТБО™
Рис. 17.8. Конструкция соединения ТБО™:
а - резьба ОТТМ™;
б - уплотнительная часть соединения
производят в соответствии с установленны-
ми требованиями по расчету резьбовых со-
единений с трапецеидальным профилем.
В ОАО «НПО «Буровая техника» - ВНИ-
ИБТ разработаны, а металлургическим за-
водом ОАО «ТАГМЕТ» начат выпуск опыт-
ных партий высокогерметичных, высоко-
прочных муфтовых обсадных труб серии
ВАРМ™.
Конструкция обсадных труб ВАРМ™
продолжает развитие серии высокогерме-
тичных труб ОТТГ™. В соединении ВАРМ™
используется упорная трапецеидальная
резьба с конусностью Г. 16, шагом 5,08 мм в
сочетании с коническими уплотнительными
поверхностями и торцевыми элементами с
отрицательным утлом.
Обсадные трубы серии ВАРМ™ пред-
назначены для использования в качестве
эксплуатационных и промежуточных ко-
лонн в наклонно направленных скважи-
нах, а также в скважинах с горизонтальны-
ми участками. При использовании соот-
ветствующих сталей соединения ВАРМ™
могут быть рекомендованы для разработки
месторождений с высоким содержанием
сероводорода.
Коррозионно-стойкие резьбовые
соединения
Несмотря на то, что требования к об-
садным трубам и их соединениям, эксплуа-
тирующимся в коррозионно-активных сре-
дах, носят специфический характер, конст-
руктивное исполнение последних, в основ-
ном, соответствует резьбовым соединениям,
применяемым для высокогерметичных об-
садных труб.
Ниже приведены наиболее общие тре-
бования к обсадным трубам, работающим в
скважинах при наличии агрессивных флюи-
дов H2S и СО2.
Как известно, при воздействии на
стальные обсадные трубы сероводорода в
присутствии воды они могут подвергаться
сульфидному коррозионному растрескива-
нию под напряжением (СКРН) - хрупкому
разрушению путем растрескивания при дей-
ствии растягивающих напряжений.
Сульфидное растрескивание зависит
от состава окружающей среды, качества ме-
талла и уровня напряжений. К параметрам
среды можно отнести концентрацию H2S,
pH и температуру, а к качеству металла - его
химический состав, прочность, твердость,
влияние термообработки, уровень внутрен-
них напряжений и микроструктуру. Напря-
жения в соединении могут возникать под
действием внешних сил (растягивающие
усилия) и усилий, возникающих при свин-
чивании. В скважинах с достаточно боль-
шой интенсивностью искривления ствола
процесс СКРН усугубляется образованием
дополнительных изгибающих нагрузок, на-
кладываемых на имеющиеся нагрузки от
осевого растяжения и нагрузки, возникаю-
щие при свинчивании резьбовых соедине-
ний труб.
Для успешного противостояния СКРН
обычно используются стали со значитель-
ным содержанием хрома и никеля. В каче-
стве примера можно привести стали, ис-
пользуемые фирмой «Сумитомо» при выпус-
ке коррозионно-стойких обсадных труб.
Это стали марок SM - 2025 - ПО или SM -
2060 - 125 с содержанием хрома и никеля в
них 20 и 25-60 % соответственно. Как вид-
но, некоторые из этих сталей содержат хро-
ма и никеля больше, чем нержавеющие ста-
ли, применяемые в общем машинострое-
нии. Поэтому некоторые марки сталей,
применяемые для изготовления коррозион-
но-стойких обсадных труб, справедливо бы-
ло бы отнести не к сталям, а к группе хромо-
никелевых сплавов.
При изготовлении коррозионно-стой-
ких обсадных труб необходимо получение
максимально равновесной структуры мате-
риала труб с минимальным уровнем внут-
ренних напряжений. Особая структура ме-
талла достигается как определенным хими-
ческим составом, так и специфической тех-
нологией термообработки труб.
При проектировании резьбовых соеди-
нений, предназначенных для эксплуатации в
коррозионных средах, необходимо обеспе-
чить снижение уровня растягивающих на-
пряжений, возникающих в соединениях по-
сле их сборки и спуска в скважину. Это дости-
гается за счет уменьшения диаметральных
натягов, увеличения длины муфты, а также
другими конструктивными мероприятиями.
Из обсадных труб, рекомендуемых для
использования на месторождениях с высо-
ким содержанием H2S и СО2, можно отметить
такую конструкцию, как VAM AF, выпускае-
мую фирмами «Валлурек» и «Сумитомо». Ла-
бораторией резьбовых соединений ОАО
«НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ совмест-
но с фирмой «Сумитомо» на основе соедине-
ния ОПТ™ была разработана конструкция
обсадных труб с резьбовыми соединениями
ОТТГ - S™, которые также предназначены
для эксплуатации месторождений с повыше-
нным содержанием сероводорода.
Обсадные гладкие безмуфтовые
трубы
Безмуфтовые соединения типа «труба в
трубу» обеспечивают максимальные зазоры
при спуске колонны, так как размеры соеди-
нений вписываются в габариты гладкой тру-
бы. Резьбы таких соединений нарезаются на
гладких трубах - на одном конце трубы на-
ружная резьба, на другом - внутренняя.
Известны соединения такого типа VAM
FJL («Валлурек»), FL - 4S («фант Придеко -
Атлас Брэдфорд») и другие.
К данному типу обсадных труб относят-
ся безмуфтовые трубы ОПм™. Соединение
обсадных труб ОПм™ выполнено в габарит-
ных размерах тела гладкой трубы. Проч-
ность резьбового соединения труб ОГ1м™
при действии растягивающих нагрузок со-
ставляет около 50 % от прочности по телу
трубы, что позволяет спускать обсадную ко-
лонну из труб ОПм™ на глубину 2000-3500
м в зависимости от материала труб.
В соединении труб ОПм™ (рис. 17.9)
применена трапецеидальная резьба упорно-
го типа с шагом 5,08 мм, конусностью 1:12,
рабочей высотой профиля 1,4 мм и углами
наклона 3 и 30е.
В ряду последних разработок лаборато-
рии резьбовых соединений ОАО НПО «Буро-
вая техника» - ВНИИБТ, выполненных сов-
местно с ОАО «ТАГМЕТ», - создание гаммы
обсадных труб семейства СТТ™.
Безмуфтовые обсадные трубы СТТ™
имеют резьбовое соединение, выполненное в
габаритах стенки трубы. Конструкция со-
единения «труба в трубу» обеспечивает мак-
симальные зазоры по наружному и внутрен-
нему диаметрам. Внутренние диаметры пол-
ностью соответствуют ГОСТ 632 и стандар-
там АНИ. Максимальные зазоры по наруж-
ному диаметру позволяют достаточно уве-
ренно осуществлять цементирование спу-
щенных колонн, а безуступный внутренний
диаметр позволяет использовать стандарт-
ное насосное оборудование. Обсадные трубы
СТТ™ рекомендуются к применению при
восстановлении стволов скважин, капиталь-
ном ремонте эксплуатационных колонн, а
также для использования в качестве хвосто-
виков. Резьбовые соединения рекомендуют-
ся к применению при интенсивности ис-
кривления ствола 5° на 30 метров и более.
Безмуфтовые обсадные трубы СТТ™
имеет с одной стороны наружную, а с другой
- внутреннюю резьбы. Для соединения
СТТ™ используется трапецеидальная резь-
ба с конусностью 1:12 , с шагом 4,233 мм (6
ниток на 25,4 мм) и углами наклона профи-
ля 3° и 30°. Для улучшения эксплуатацион-
ных характеристик в соединении использу-
ется дополнительные конические поверхно-
сти, которые при посадке с натягом создают
уплотнение типа «металл-металл», что обес-
печивает герметичность при давлении, при
котором напряжения в теле достигает 80%
от предела текучести. При свинчивании со-
единения упорные торцы ниппельного и
раструбного концов контактируют друг с
другом, создавая высокие контактные дав-
ления на упорных поверхностях, что допол-
нительно способствует герметичности со-
единения. Конструкция соединения «труба в
трубу» СТТ™ обеспечивает максимальные
зазоры по наружному и внутреннему диаме-
трам колонны. Для создания лучшей жест-
кости соединений СТТ™ и предохранения от
диаметральной деформации раструбной ча-
сти соединения упорные торцы скошены
под углом 15°. Прочность резьбового соеди-
нения при растяжении достигает 60 % от
прочности тела трубы. Общий вид соедине-
ния СТТ™ приведен на рис. 17.10.
* * *
В заключение приведенного обзора
конструкций обсадных труб следует отме-
тить, что целым рядом всемирно известных
производителей обсадных труб, таких, как
«Валлурек» (Франция), «Маннесман» (Герма-
ния), «Тюбмез» (Бельгия), «Сумитомо» (Япо-
ния), были приобретены лицензии на вы-
пуск обсадных труб с соединениями, разра-
ботанными в лаборатории резьбовых со-
единений ОАО НПО «Буровая техника» -
ВНИИБТ.
Рис. 17.9. Обсадные безмуфтовые трубы ОГ1м™
Рис. 17.10. Соединение безмуфтовых
обсадных труб СТТ™:
а - ниппельный конец с наружной резьбой;
б - раструбный (муфтовый) конец с
внутренней резьбой;
в - уплотнение «металл-металл».
Литература
1. ГОСТ 632 .Трубы обсадные и муфты к
ним. Технические условия.
2. Щербюк Н.Д., Якубовский Н.В. Резь-
бовые соединения труб нефтяного сортамен-
та и забойных двигателей. -М.: Недра, 1974.
3. Трубы нефтяного сортамента: Спра-
вочник /Под общей ред. А.Е. Сарояна.- 3-е
изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987.
4. ЩербюкН.Д., Якубовский Н.В. Новые
виды резьбовых соединений труб нефтяного
сортамента за рубежом /Ин-т «Черметин-
формация. -М., 1989 (Обзор, информ. Сер.:
Трубное производство. Вып. 1.)
5. Билык С.Ф. Герметичность и проч-
ность конических резьбовых соединений
труб нефтяного сортамента. - М.: Недра,
1981.
6. Инструкция по расчету обсадных ко-
лонн для нефтяных и газовых скважин: Ру-
ководящий документ АООТ «ВНИИТнефть» (с
участием ВНИИгаз, ВНИИКРнефть,
ВНИИБТ), Ассоциация Буровых Подрядчи-
ков. -М., 1997.
7. Трубы нефтегазового сортамента:
Международный транслятор - справочник/
Под науч. ред. акад. РИА Р.И.Вяхирева, акад.
РИА В.Я Кершенбаума. Международная ин-
женерная энциклопедия. Бурение.
8. Нефтегазовая техника и технология.
РАО «Газпром». -М., 1997.
УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОСНАЩЕНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Для облегчения спуска обсадной колон-
ны и качественного ее цементирования по
выбранной технологии в состав колонны
вводят дополнительные элементы: башмак,
обратный клапан, башмачный патрубок,
упорное кольцо, центраторы, фонари, скреб-
ки, скважинные фильтры, различные паке-
ры, устройства для подвески хвостовиков и
для ступенчатого и манжетного цементиро-
вания. Их состав, конструкция и компоновка
зависят от конструкции скважины, условий
бурения, технологии спуска и цементирова-
ния обсадных колонн.
Башмаки колонные
Предназначены для установки на ниж-
нем конце обсадной колонны и обеспечения
спуска ее в скважину. Они представляют со-
бой толстостенное стальное кольцо 1 с боко-
выми промывочными каналами 2 и направ-
ляющей пробкой 3, изготовленной из легко
разбуриваемого материала (рис. 18.1). Проб-
ка имеет центральный проходной канал и
наружную обтекаемую форму.
Башмак навинчивают на башмачный
патрубок — отрезок толстостенной трубы дли-
ной порядка 2 м, в котором по спиральной ли-
нии просверлены несколько отверстий для вы-
хода жидкости. Диаметр и число отверстий
выбирают с таким расчетом, чтобы скорость
струй при промывке и цементировании не
превышала 20 м/с, а поток жидкости равно-
мерно распределялся по периметру колонны.
Рис. 18.1. Башмак с направляющей пробкой
ОАО НПО «Бурение» разработаны баш-
маки колонные типа БК на весь ряд обсад-
ных колонн диаметром 114...508 мм. Выпуск
башмаков колонных типа БК производит
ОАО «Нефтегазмаш» (г. Краснодар).
ОАО НПО «Буровая техника» разработа-
ны башмаки колонные типа БКМ для обсад-
ных колонн диаметром 114, 146, 168, 178,
194,219,245,324 и 426 мм, технические дан-
ные которых приведены в табл. 18.1.
Таблица 18.1
Параметры башмаков колонных БКМ
Код изделия Диаметр обсадной колонны, мм Наружный диаметр, мм Длина, мм Диаметр отверстия, мм Резьба присоеди- нительная Масса, кг (не более)
БКМ-114 114,3 133 300 50 ГОСТ 632-80 БТС 15
БКМ-146 146,0 166 340 70 ГОСТ 632-80 БТС 25
БКМ-168 168,3 188 350 80 ГОСТ 632-80 БТС 28
БКМ-178 177,8 198 360 90 ГОСТ 632-80 32
БКМ-194 193,7 216 390 100 ГОСТ 632-80 42
БКМ-219 219,1 245 410 110 ГОСТ 632-80 50
БКМ-245 244,5 270 420 120 ГОСТ 632-80 БТС 60
БКМ-324 323,9 351 440 160 ГОСТ 632-80 85
БКМ-426 426,0 451 410 220 ГОСТ 632-80 90
Клапаны обратные колонные
Предназначены для установки на об-
садной колонне, обеспечения ее заполнения
при спуске в скважину и предотвращения об-
ратного перетока жидкости из заколонного
пространства после окончания цементиро-
вания скважины. Чтобы исключить необхо-
димость долива раствора и уменьшить вели-
чину гидродинамического давления, приме-
няют дроссельные клапаны (рис. 18.2).
Рис. 18.2. Клапан обратный дроссельный
В период спуска клапан создаёт огра-
ниченное сопротивление поступлению буро-
вого раствора из скважины внутрь колонны
через дроссель 7. По окончании спуска в ко-
лонну сбрасывают шар 4, который при про-
мывке свободно проходит через отверстие в
нажимном кольце 1, продавливается через
пакет разрезных шайб 2, резиновую диа-
фрагму 3 и садится на ограничитель 5. После
посадки шара на ограничитель поток про-
мывочной жидкости отгибает вниз мембра-
ну 6 и проходит через периферийные окна в
ограничителе. В случае же возникновения
притока из скважин в колонну шар припод-
нимается, прижимается к резиновой диа-
фрагме 3 и перекрывает отверстие в кольце
1, закрывая проход для жидкости.
ОАО НПО «Бурение» разработаны кла-
паны обратные дроссельные типа ЦКОД1
для обсадных колонн диаметром 114... 194
мм и типа ЦКОД2 для обсадных колонн диа-
метром 219...426 мм. Выпуск клапанов типа
ЦКОД1 и ЦКОД2 производит ОАО «Нефтегаз-
маш» (г. Краснодар).
ОАО НПО «Буровая техника» разработа-
ны клапаны обратные колонные типа ЦКОК,
ЦКОКМ, ЦКОК2 и ЦКОКМ2 для обсадных ко-
лонн диаметром 114, 146, 168, 178, 194, 245,
299, 324 и 426 мм, технические данные кото-
рых приведены в табл. 18.2.
Фильтры скважинные
Фильтры скважинные предназначены
для крепления интервала продуктивных
пластов нефтяных и водяных скважин и пре-
дотвращения выноса песка из них и улучше-
ния тем самым условий освоения и эксплуа-
тации скважины.
Фильтры скважинные на проволочной
основе типа ФС разработаны и выпускаются
АООТ «Тяжпрессмаш» (г. Рязань) для уста-
новки и спуска в скважину на хвостовиках
диаметром 73, 89, 102 и 114 мм и эксплуата-
ционных колоннах диаметром 146 и 168 мм
при креплении соответственно как дополни-
тельных (боковых), так и основных стволов
наклонно направленных и горизонтальных
Таблица 18.2
Параметры обратных клапанов
Код изделия Диаметр обсадной колонны, мм Наружный диаметр, мм Длина мм Рабочее давление, МПа Рабочая темпера- тура, °C Резьбы присоеди- нительные Масса, кг (не более)
ЦКОК-114 114,3 133 340- 25 130 ГОСТ 632-80 15
ЦКОК-146 146,0 166 344 402 с резьбой БТС 25 130 ГОСТ 632-80 БТС 25
ЦКОКМ-168 168,,3 188 344 402 с резьбой БТС 25 130 ГОСТ 632-80 30
ЦКОКМ-178 177,8 198 350 20 130 ГОСТ 632-80 БТС 35
ЦКОКМ-194 193,7 216 363 20 130 ГОСТ 632-80 45
ЦКОКМ2-245 244,5 270 365 13 130 ГОСТ 632-80 БТС 60
ЦКОКМ2-299 298,5 324 345 10 130 ГОСТ 632-80 70
ЦКОК2-324 323,9 351 350 10 130 ГОСТ 632-80 85
ЦКОКМ2-426 426,0 451 363 7,5 130 ГОСТ 632-80 90
скважин. Фильтры имеют присоединитель-
ные резьбы под насосно-компрессорные и
обсадные трубы и могут комплектоваться
центраторами, муфтами, заколонным паке-
ром и прочим скважинным оборудованием.
Центраторы обсадных колонн
Центраторы обсадные предназначены
для центрирования отдельных участков об-
садной колонны при спуске в скважину и
обеспечения тем самым наиболее полного
замещения бурового раствора в заколонном
пространстве тампонажным раствором при
цементировании скважины. Фонари бывают
упругие и жесткие.
Упругий пружинный фонарь (рис. 18.3,
а) состоит из двух разъёмных шарнирных ко-
лец 1, соединённых между собой несколькими
плоскими или ребристыми пружинами 2, изо-
гнутыми наружу. Фонарь устанавливают на
обсадную колонну так, чтобы стопорное коль-
цо было между его шарнирными кольцами.
Рис.18.3. Центраторы обсадных колонн
Жёсткий фонарь (рис. 18.3, б) состоит
из одного или двух колец 1 и жёстких рёбер 2,
приваренных параллельно оси колец или под
некоторым углом по спирали. Диаметр жёст-
кого фонаря должен быть меньше диаметра
самых узких сечений скважины. Жёсткие
фонари используют при малом зазоре между
обсадной колонной и стенкой скважины.
ОАО НПО «Бурение» разработаны цент-
раторы пружинные типа ЦЦ для всего ряда об-
садных труб диаметром 114...426 мм, выпуск
которых осуществляет ОАО «Нефтегазмаш».
Пакеры заколонные
Пакеры заколонные предназначены
для надежной изоляции нефтяных пластов
от близкорасположенных водоносных или
газоносных пластов или отдельных участков
заколонного пространства скважины друг от
друга при ее креплении и предотвращения
тем самым возникновения межпластовых
перетоков и заколонных проявлений в про-
цессе твердения цементного раствора, осво-
ения и эксплуатации скважины.
ОАО НПО «Буровая техника» разрабо-
таны и выпускаются следующие типы зако-
лонных пакеров:
- пакеры типа ПГМД1 и ПГПМ1, уста-
навливаемые на обсадных колоннах диамет-
ром 140, 146 и 168 мм для надежной изоля-
ции пластов в продуктивном интервале
скважин при их креплении (рис. 18.4);
- пакеры типа ПДМ и ПДМ1, устанавли-
ваемые на обсадных колоннах диаметром
140, 146, 168 и 178 мм для герметичной изо-
ляции интервалов поглощения или продук-
тивных пластов от вышерасположенного за-
колонного пространства и проведения двух-
ступенчатого или манжетного цементирова-
ния скважин (рис. 18.5);
Рис. 18.5. Пакер типа ПДМ для двухступенча-
того и манжетного цементирования скважин:
1 - верхний переводник; 2 - защитная втулка;
3 - корпус; 4 - верхнее седло; 5 - верхняя
втулка; 6 - циркуляционные отверстия;
7 - срезной винт; 8 - нижняя втулка; 9 - ниж-
нее седло; 10 - упорное седло; 11 - впускной
канал корпуса; 12 - осевой канал патрубка;
13 - уплотнительный элемент; 15 - нижний
переводник; 16 - верхняя пробка; 17 - пада-
ющая пробка; 18 - нижняя пробка; 19 - пат-
рубок с упорным кольцом
Рис. 18.6. Пакеры типа ПДМ для манжетного
цементирования скважин:
1 - верхний переводник; 2 - корпус; 3 - верх-
нее седло; 4 - фиксатор; 5 - верхняя втулка;
6 - нижняя втулка; 7 - циркуляционное отвер-
стие; 8 - винт стопорный; 9 - кольцо упорное;
10 - винт срезной; 11 - седло нижнее;
12 - клапан впускной; 13, 14 - впускные кана-
лы; 15 - кольцо упорное; 16 - корпус; 17 - уп-
лотнительный элемент; 18 - кольцо; 19 - пе-
реводник нижний; 20 - пробка продавочная;
21 - пробка подвесная; 22 - пробка падаю-
щая; 23 - шток падающий
- пакеры модульные типа ПЗМ на обсад-
ные колонны диаметром 140. 146 и 168 мм для
разобщения тонкопереслаивающихся пластов;
- пакеры проходные гидравлические
универсальные типа ППГУ на обсадные ко-
лонны диаметром 140, 146 и 168 мм для ра-
зобщения пластов в интервале цементирова-
ния скважины.
- пакеры ПДМ-114, ПДМ-127 и ПДМ-
140 для манжетного цементирования при
креплении скважин хвостовиками диамет-
ром 114, 127 и 140 мм с подвеской их в об-
садных колоннах диаметром 168, 194 и 219
мм (рис. 18.6);
- пакеры типа ПГБ и ПГБ1 на обсадные
колонны диаметром 219-340 мм для гермети-
зации заколонного пространства скважины
за башмаком технических колонн (рис. 18.7).
Пакеры гидромеханические
двухманжетные типа ПГМД1
Гидромеханический двухманжетный
пакер типа ПГМД1 предназначен для надеж-
ной изоляции близкорасположенных газо-
нефтеводоносных пластов. Обеспечивает
оптимальные условия формирования кольца
цементного камня в прилегающих зонах, за-
щищает цементный камень от ударной вол-
ны при перфорации, сохраняет его контакт с
трубами при изменении осевых нагрузок на
колонну. Введение расширяющейся добавки
в межманжетное пространство при пакеров-
ке скважины позволяет увеличить объем
твердеющего тампонажного раствора. Па-
кер устанавливается и спускается в скважи-
ну на обсадной колонне.
Областью применения пакеров данно-
го типа являются скважины номинальным
диаметром 215,9 мм, обсаживаемые колон-
нами диаметром 140-168 мм.
Основные технические параметры па-
керов типа ПГМД1 приведены в табл. 18.3.
Пакеры гидравлические
проходные типа ПГПМ1
Заколонный проходной гидравличес-
кий пакер типа ПГПМ1 (см. рис. 18.4) пред-
назначен для повышения качества изоля-
ции продуктивных пластов при креплении
скважин с целью предотвращения межплас-
товых перетоков и затрубных проявлений
Рис. 18.7. Пакер типа ПГБ для башмака об-
садной колонны:
1 - пробка; 2 - корпус клапана; 3 - пробка
срезная; 4 - золотник; 5 - корпус пакера;
6 - поршень кольцевой; 7 - кожух; 8 - фикса-
тор; 9 - пакерующий элемент; 10 - упор;
11 - переводник; 12 - пробка продавочная;
13 - патрубок с упорным кольцом
Таблица 18.3
Параметры пакеров ПГМД 1
Наименование параметров Код пакера
ПГМД1.140 ПГМД1.146 ПГМД1.168
Наружный диаметр пакера, мм 184 184 202
Наружный диаметр центратора, мм 210 210 210
Диаметр проходного канала, мм 124 127 144
Длина пакера в рабочем положении, мм 1185 1185 1185
Масса пакера в рабочем положении, кг 80 80 110
Максимальный перепад давления между разобщенными зонами при номинальном коэффициенте пакеровки Р, МПа 17,5 17,5 17,5
Управляющее давление установки пакера Рупр., не менее, МПа 2,0 2,0 2,0
Максимальное избыточное давление на корпус пакера, МПа: - внутреннее - наружное 35,0 30,0 35,0 30,0 35,0 30,0
Максимальная растягивающая осевая нагрузка на корпус пакера,кН 800 850 950
Коэффициент пакеровки 1,3 1,3 1,3
пластовых флюидов в период твердения це-
ментного раствора, освоения и эксплуата-
ции скважины.
В полость уплотнительного элемента
пакера в заводских условиях закачивается
полимерный материал, полимеризация ко-
торого происходит только в присутствии
продавочной жидкости, попадающей в па-
кер из внутриколонного пространства при
его срабатывании. Таким образом, сущест-
венно повышается долговечность и надеж-
ность работы пакера.
Пакер опускается в скважину в составе
обсадной колонны и устанавливается в за-
данном интервале. Конструкция пакера
ПГПМ1 имеет систему защиты от прежде-
временного срабатывания повышенной на-
дежности.
Отличительная особенность пакеров
ПГПМ1 в наличии системы их допакеровки.
Система приводится в действие при гидрав-
лической опрессовке зацементированной
обсадной колонны. Позволяет регулировать
герметизирующую способность пакера в
процессе освоения скважины путем дозиро-
ванного приращения избыточного давления
в уплотнительном элементе.
Основные технические данные пакеров
ПГПМ1 приведены в табл. 18.4.
По согласованию с потребителем пакер
ПГПМ1-146-1 может быть изготовлен с удлинен-
ным уплотнительным элементом длиной 3,5 м.
Пакеры гидравлические типа ПДМ
для двухступенчатого
и манжетного цементирования
скважин
Пакер обеспечивает проведение двух-
ступенчатого или манжетного цементирова-
ния наклонно направленных и горизонталь-
ных скважин с созданием герметичной пере-
мычки в заколонном пространстве над по-
глощающими или проявляющими пластами.
Конструктивная простота гидравличес-
ки расширяющегося уплотнительного эле-
мента сочетается с его надежностью при па-
керовке в устойчивом стволе скважины и пре-
дыдущей обсадной колонне (см. рис. 18.5).
Основные технические данные пакеров
приведены в табл. 18.5.
Пакеры гидромеханические типа
ПДМ1 для двухступенчатого
цементирования скважин
Пакер обеспечивает проведение двух-
ступенчатого цементирования скважин с со-
зданием герметичной перемычки над погло-
щающим пластом.
Конструктивная простота уплотнитель-
ного элемента сочетается с его надежностью
при пакеровке в устойчивом стволе скважи-
ны или предыдущей обсадной колонне.
ОАО НПО «Буровая техника» разрабо-
тан размерный ряд пакеров типа ПДМ1 на
эксплуатационные колонны диаметром
127,0 - 177,8 мм и технические колонны ди-
Таблица 18.4
Параметры гидравлических пакеров ПГПМ 1
Наименование параметров ПГПМ1-146-1 ПГПМ1-168-1
ПГПМ1-146-2 ПГПМ1-168-2
Диаметр обсадной колонны, мм 146 168
Максимальный перепад давления между разобщенными зонами при номинальном коэффициенте пакеровки (1,27), МПа 15.0* 17,5 15.0* 17,5
Диаметр проходного канала пакера, мм 124 144
Избыточное давление внутри уплотнительного элемента при пакеровке скважины, МПа 2-15 2-15
Максимальный коэффициент пакеровки 1,45 1,45
Максимальная рабочая температура,°C 100* 150 100* 150
Максимальное избыточное давление на корпус пакера, МПа: - внутреннее - наружное 35 30 35 30
Максимальная растягивающая нагрузка на корпус пакера, тс 85 95
Масса, кг 230 275
* В числителе приведены показатели, относящиеся к пакерам ПГПМ1-146-1 и ПГПМ 1 -168-1.
Таблица 18.5
Параметры пакеров ПДМ
Код пакера Диаметр обсадной колонны, мм Наружный диаметр пакера, мм Внутренний диаметр пакера, мм Длина пакера, мм Длина уплотнительного элемента пакера, мм
ПДМ 140 139,7 173 121 3250 1190
ПДМ 140-1 139,7 178 121 3320 1190
ПДМ 140-2 139,7 178 124 3320 1190
ПДМ 146 146 178 130 3250 1190
ПДМ 146-1 146 178 127 3320 1190
ПДМ 146-2 146 178 124 3320 1190
ПДМ 168 168,3 200 150 3250 1190
ПДМ 168-2 168,3 198 144 3250 1190
ПДМ 168-3 168,3 200 147 3320 1190
ПДМ 178-1 177,8 203 155 3320 1190
ПДМ 178-2 177,8 209 155 3320 1190
аметром 219,1- 273,1 мм. Пакеры ПДМ 1 мо-
гут быть успешно применены для установки
непосредственно над башмаком техничес-
кой колонны.
Основные технические данные пакеров
приведены в табл. 18.6.
Пакеры ПДМ-114, ПДМ-127 и ПДМ-140
для манжетного цементирования скважин
(см. рис. 18.6)
Пакер предназначен для манжетного
цементирования при креплении скважин
хвостовиками диаметром 114,3, 127 и 139,7
мм с подвеской их в обсадных колоннах диа-
метром 168,3, 193,7 и 219,1 мм.
Хвостовик с технологической оснаст-
кой и пакером на его нижнем конце и устрой-
ством для спуска и подвески хвостовика на
его верхнем конце спускается в скважину на
колонне бурильных труб диаметром 89,3-
114,3 мм.
Конструктивная надежность пакеров
сочетается технологичностью их примене-
ния с устройствами для спуска и подвески
хвостовиков, особенно при креплении до-
полнительных стволов скважин.
Основные технические данные пакеров
приведены в табл. 18.7.
Пакеры гидромеханические для
башмака обсадной колонны
типа ПГБ
Пакер предназначен для герметизации
заколонного пространства скважины за
башмаком технической обсадной колонны и
предотвращения разрушения цементного
кольца за ним при дальнейшем бурении
скважины (см. рис. 18.7).
Устанавливается непосредственно над
башмаком технической колонны, приводит-
ся в действие в момент окончания цементи-
рования скважины.
Конструктивная простота пакера соче-
тается с технологичностью его применения
Таблица 18.6
1
Параметры пакеров ПДМ
Код пакера Диаметр обсадной колонны, оборудуемой пакером, мм Наружный диаметр пакера, мм Внутренний диаметр пакера, мм Длина пакера в рабочем положении, мм
ПДМ1-127 127 162 108 2150
ПДМ1-140 139,7 175 120 2650
ПДМ1-146 146 190 130 2650
ПДМ1-168 168,3 200 150 2650
ПДМ1-178 177,8 210 160 2650
ПДМ 1-219 219,1 250 195 2650
ПДМ 1-245 244,5 275 220 2650
ПДМ 1-273 273,1 305 250 2650
Таблица 18.7
Параметры пакеров для манжетного цементирования
Код пакера Диаметр хвостовика, оборудуемого пакером, мм Наружный диаметр пакера, мм (не более) Внутренний диаметр пакера(без учета разбуриваемых деталей), мм (не менее) Длина пакера в рабочем положении, мм
ПДМ-114 114,3 130 94 2950
ПДМ-127 127 150 106 3170
ПДМ-140 139,7 170 120 3170
Таблица 18.8
Параметры пакеров ПГБ
Код пакера Диаметр обсадной колонны, мм Наружный диаметр пакера, мм Внутренний диаметр пакера, мм Длина пакера, мм
ПГБ-219 219,1 250 195 2860
ПГБ-245 244,5 275 220 2860
ПГБ-273 273,1 305 250 2860
ПГБ-299 298,5 335 275 2860
ПГБ-324 323,9 360 300 2860
ПГБ-340 339,7 375 315 2860
при креплении скважин техническими об-
садными колоннами.
ОАО НПО «Буровая техника» разрабо-
тан размерный ряд пакеров типа ПГБ для об-
садных колонн диаметром 219,1-339,7 мм.
Основные технические данные пакеров
приведены в табл. 18.8.
Пакеры заколонные
модульные типа ПЗМ
Пакер имеет один или несколько моду-
лей гидравлически расширяющихся уплот-
нительных элементов рукавного типа.
Полости уплотнительных элементов
пакера заполняются тампонажным раство-
ром из заколонного пространства скважины
при заданных изменениях давления в обсад-
ной колонне сразу после окончания цемен-
тирования скважины.
Пакер обеспечивает герметичное пере-
крытие участка ствола скважины, пред-
ставленного группой тонко переслаиваю-
щихся пластов, с последующей перфораци-
ей его уплотнительных элементов в задан-
ных интервалах.
Основные технические данные пакеров
типа ПЗМ представлены в табл. 18.9.
Пакеры проходные
гидравлические универсальные
типа ППГУ
Применение пакера типа ППГУ при
креплении скважины обеспечивает:
- разобщение пластов и исключение
тем самым межпластовых перетоков и зако-
лонных перетоков в интервале цементирова-
ния скважины;
- проведение высокотехнологичного
манжетного или ступенчатого цементирова-
ния скважины (в комплексе с цементировоч-
ной муфтой типа МЦП);
- повышение или восстановление гер-
метизирующей способности пакера путем
его допакеровки в процессе освоения и на-
чального периода эксплуатации скважины.
Таблица 18.9
Параметры пакеров ПЗМ
Код пакера Диаметр обсадной колонны, мм Наружный диаметр пакера, мм Внутренний диаметр пакера, мм Максимальный диаметр скважины в зоне установки пакера, мм Длина пакера в рабочем положении, мм
ПЗМ-140 140 178 124 245 9300
ПЗМ-146 146 178 124 245 9300
ПЗМ-168 168 198 144 275 9300
Параметры пакеров ППГУ
Таблица 18.10
Наименование параметров Код пакера
ППГУ-140 ППГУ-146 ППГУ-168
1. Максимальный перепад давления между разобщаемыми зонами при номинальном коэффициенте пакеровки (1,27), МПа 21 21 21
2. Наружный диаметр пакера, мм 180 180 200
3. Диаметр проходного канала, мм 120 124 144
4. Длина пакера в рабочем положении, не более, мм 4100 4100 4100
5. Максимальное внутреннее давление на корпус пакера, МПа 35 35 35
6. Максимальная осевая растягивающая нагрузка на корпус пакера, кН 800 850 950
7. Масса пакера в рабочем положении, не более, кг 220 220 260
Основные технические показатели паке-
ров типа ППГУ приведены в табл. 18.10.
Устройства для спуска
и подвески хвостовиков
ОАО НПО «Буровая техника» разрабо-
таны и выпускаются устройства типа ПМП и
ПМПЦ для спуска и подвески хвостовиков
диаметром 102, 114 и 127 мм в обсадных ко-
лоннах диаметром 168 и 178 мм:
- типа ПМП для спуска и подвески хво-
стовиков без цементирования скважины
(рис. 18.8);
- типа ПМПЦ для спуска и подвески
хвостовиков с цементированием скважины
(рис. 18.9).
Устройства типа ПМП (см. рис. 18.8)
Предназначены для спуска и подвески
хвостовиков с фильтрами в интервале про-
дуктивной зоны скважины при заканчива-
нии ее с открытым забоем.
Хвостовик с устройством на его верх-
нем конце спускаются в скважину на бу-
рильных трубах диаметром 89 мм.
Конструктивная надежность устройст-
ва сочетается с несложной технологией его
Рис. 18.8. Устройства
типа ПМП:
1 - заглушка;
2 - переводник левый;
3 - муфта;
4 - корпус;
5 - шар;
6 - пластина;
7 - амортизатор;
8 - клапан;
9 - элемент
уплотнителя;
10 - плашки;
11 - кольца
уплотнителя;
12 - переводник;
13 - заглушка
Параметры устройств для спуска хвостовиков
Таблица 18.11
Код устройства Диаметр хвостовика, оборуду- емого устрой- ством, мм Диаметр обсадной колонны,в которой устанавливается устройство, мм Наружный диаметр устройства, мм Внутренний диаметр устройства (без учета левого переводника), мм Длина устройства в рабочем положении, мм
с учетом левого переводника без учета левого переводника
ПМП-102/168 101,6 168,3 136 90 1080 805
ПМП-114/168 114,3 168,3 140 97-100 1080 805
ПМП-127/178 127 177,8 150 106-110 1080 805
Параметры устройств ПМПУ
Таблица 18.12
Код устройства Диаметр хвостовика, оборуду- емого устрой- ством, мм Диаметр обсадной колонны,в которой устанавливается устройство, мм Наружный диаметр устрой- ства, мм Внутренний диаметр устройства (без учета левого переводника), мм Длина устройства в рабочем положении, мм
с учетом левого переводника без учета левого переводника
ПМПЦ-102/168 101,6 168,3 136 90 1080 805
ПМПЦ-114/168 114,3 168,3 140 97-100 1080 805
ПМПЦ-127/178 127 177,8 150 106-110 1080 805
спуска и установки в нижней части преды-
дущей обсадной колонны.
Основные технические данные уст-
ройств приведены в табл. 18.11.
Устройства типа ПМПЦ предназначены
для спуска цементирования и подвески хвос-
товиков в нижней части эксплуатационной
колонны при креплении основного или до-
полнительного ствола скважины.
Хвостовик с технологической оснаст-
кой на его нижнем конце и устройством - на
верхнем спускаются в скважину на буриль-
ных трубах диаметром 89 мм
Конструктивная надежность устройст-
ва сочетается с технологичностью его при-
менения при креплении скважины. Приме-
Рис. 18.9. Устройство типа ПМПЦ
нение устройства особенно эффективно при
креплении хвостовиками дополнительных
стволов скважин.
Основные технические данные уст-
ройств приведены в табл. 18.12.
Устройства (муфты) для
ступенчатого цементирования
скважин
Устройства предназначены для цемен-
тирования скважины в две ступени при на-
личии зон поглощения в интервале подъема
тампонажного раствора за обсадной колон-
ной. При этом первая ступень, от забоя сква-
жины и до глубины установки устройства,
цементируется через башмак обсадной ко-
лонны, а вторая ступень - через циркуляци-
онные отверстия устройства.
Отечественная промышленность выпу-
скает несколько типов устройств для ступен-
чатого цементирования скважин:
- муфты типа МСЦ1 для обсадных ко-
лонн диаметром 140...245 мм и МСЦ2 для об-
садных колонн диаметром 273...340 мм, раз-
работанные ОАО НПО «Бурение» и выпускае-
мые ОАО «Нефтегазмаш» (г. Краснодар);
- устройства типа УСЦ для обсадных
колонн диаметром 140...273 мм и УСЦ1 для
обсадных колонн диаметром 299...340 мм,
разработанные и выпускаемые ОАО НПО
«Буровая техника»;
- муфты типа МЦП различных модифи-
каций на обсадные колонны диаметром 146 и
168 мм, разработанные ОАО НПО «Буровая
техника» совместно с ОАО «Сургутнефтегаз» и
выпускаемые АООТ «Тяжпрессма» (рис. 18.10).
При этом основной объем выпуска и
применения приходится на устройства типа
УСЦ для обсадных колонн диаметром 146 и
168 мм, а объем выпуска остальных уст-
ройств незначителен.
Устройства типа УСЦ предназначены
для двухступенчатого цементирования сква-
жин при наличии зон поглощения в интерва-
ле подъема тампонажного раствора за об-
Рис. 18.10. Устройство типа УСЦ:
1 - верхний переводник; 2 - корпус; 3 - золотник;
4 - гильза; 5 - втулка верхняя; 6 - втулка нижняя;
7 - винты срезные; 8 - камера верхняя;
9 - циркуляционные отверстия; 11 - кольцо;
12 - камера нижняя; 13 - кольцо упорное;
14 - переводник нижний; 15 - пробка верхняя;
16 - пробка падающая; 17 - пробка нижняя;
18 - патрубок с упорным кольцом
садными колоннами диаметром 140-273 мм
(см. рис. 18.10).
Конструктивная простота устройства
сочетается с надежностью его работы в про-
Рис. 18.11. Устройство типа УСЦ1:
1 - муфта; 2 - винт; 3 - фиксатор; 4 - штифт срез-
ной; 5 - втулка верхняя; 6 - золотник; 7 - вкла-
дыш; 8 - кожух; 9 - кольца уплотнительные;
10 - втулка нижняя; 11 - корпус; 12 - пробка верх-
няя; 13 - пробка разделительная; 14 - пробка
нижняя; 15 - патрубок с упорным кольцом
цессе цементирования скважины.
Основные технические данные устройств типа УСЦ и УСЦ 1
Таблица 18.13
Код устройства Диаметр обсадной колонны, оборудуемой устройством, мм Наружный диаметр устройства, мм Внутренний диаметр устройства (без учета разбуриваемых деталей), мм Длина устройства в рабочем положении, мм
УСЦ-140 139,7 173 121-124 950
УСЦ-146 146,1 178 127-130 950
УСЦ-168 168,3 200 147-150 950
УСЦ-178 177,8 209 157-160 950
УСЦ-219 219,1 250 195 1150
УСЦ-245 244,5 273 220 1150
УСЦ-273 273,1 305 250 1150
УСЦ1-299 298,5 335 275 1030
УСЦ1-324 323,9 360 300 1030
УСЦ1-340 339,7 385 310 1030
Основные технические данные уст-
ройств типа УСЦ, УСЦ 1 приведены в табл.
18.13.
Устройства типа УСЦ1 предназначены
для двухступенчатого цементирования сква-
жин при наличии зон поглощения в интерва-
ле подъема цементного раствора за обсад-
ными колоннами диаметром 299 - 340 мм
(рис. 18.11).
Конструктивная простота устройства
обеспечивает надежную его работу в услови-
ях цементирования глубоких скважин.
Муфта цементировочная
проходная универсальная
типа МЦП-С2 для ступенчатого
цементирования скважин
Муфта позволяет осуществлять ступен-
чатое цементирование скважины со следую-
щими технологическими особенностями:
- производить промывку скважины вы-
ше муфты через ее циркуляционные отвер-
стия сразу после окончания цементирова-
ния первой ступени;
- исключить затраты времени и средств
на разбуривание элементов муфты и це-
ментного стакана в ее проходном канале;
Параметры цем
- исключить возможность нарушения
герметичности обсадной колонны из-за ди-
намических нагрузок, возникающих при
проведении бурения в колонне;
- обеспечить сохранение диаметра про-
ходного канала обсадной колонны в стан-
дартных размерах и исключение засорения
его внутренней полости ниже муфты.
Муфта цементировочная проходная
универсальная типа МЦП-М для манжетного
цементирования скважин
Муфта позволяет осуществлять ман-
жетное цементирование скважины, исклю-
чая ухудшение коллекторских свойств про-
дуктивного пласта от воздействия столба
тампонажного раствора.
Конструкция муфты обеспечивает уда-
ление пробок из ее проходного канала без
разбуривания, а путем проталкивания их
вниз до забоя под воздействием веса спуска-
емых в скважину колонны насосно-компрес-
сорных труб.
Основные технические показатели
муфт приведены в табл. 18.14.
Таблица 18.14
муфт
Наименование параметров МЦП-140С2 МЦП-140М МЦП-146С2 МЦП-146М МЦП1-146С2 МЦП1-146М МЦП-168С2 МЦП-168М
Наружный диаметр обсадной колонны, мм 140 146 146 168
Наружный диаметр муфты, мм 178 178 182 200
Диаметр проходного канала муфты, мм 124 124 127 144
Длина муфты в рабочем положении, мм 2155 2155 2200 2155
Избыточное давление, МПа:
- для открытия цементировочных окон муфты 6-7 6-7 6-7 6-7
- для закрытия цементировочных окон муфты 4-5 4-5 4-5 4-5
АВАРИЙНОСТЬ В БУРЕНИИ*
В процессе бурения скважины на нефть
и газ возникают различного вида аварии.
Под аварией в бурении следует пони-
мать нарушение технологического процесса
строительства скважины, вызываемое поте-
рей подвижности колонны труб или ее по-
ломкой с оставлением в скважине элементов
колонны труб, а также различных предметов
и инструментов, для извлечения которых
требуются специальные работы.
Характерными поломками являются:
поломки по телу или по узлам соединения бу-
рильных, утяжеленных, ведущих, обсадных
и насосно-компрессорных труб, бурильных
замков, переводников; поломки забойных
двигателей, амортизаторов, расширителей,
центраторов, долот, вспомогательных и ло-
вильных инструментов и тд. Кроме того, в
скважинах могут оставаться долота, забой-
ные двигатели, геофизические и другие при-
боры и инструменты.
Часто бурильные и обсадные колонны не-
ожиданно оказываются прихваченными или
заклиненными в скважине, происходит смятие
или нарушение обсадных колонн, которыми
перекрывается часть ствола скважины.
Нередки еще газонефтеводопроявле-
ния, которые надолго останавливают про-
цесс строительства скважины.
Все указанные выше нарушения техно-
логического процесса строительства сква-
жины, для устранения которых ведутся до-
полнительные работы, независимо от време-
ни, затраченного на их ликвидацию, счита-
ются аварией в бурении.
Нарушения непрерывности технологи-
ческого процесса строительства (бурения и
испытания) скважины, происшедшие при
соблюдении требований технического про-
екта и правил ведения буровых работ, вы-
званные явлениями горно-геологического
характера, такими, как поглощение, нефте-
газопроявления, выбросы, осыпи, обвалы,
желобные выработки, искривления ствола,
открытое фонтанирование, и другими, а так-
же последствия стихийных бедствий, отно-
сятся к осложнениям.
Классификация аварий
Аварии в скважинах происходят почти
со всеми видами труб и колонн, инструмен-
тами, приборами и т.д. Они на сегодня часты
в цикле строительства скважины.
Для удобства анализа, разработки мер
предупреждения и ликвидации аварий все
они разделены на виды.
Вид аварий - это характерные, много
раз повторяющиеся, схожие между собой,
существенно не отличающиеся друг от друга
аварии.
Аварии в бурении подразделяются ус-
ловно на следующие виды: аварии с элемен-
тами колонны бурильных труб; прихват бу-
рильных и обсадных колонн; аварии с доло-
тами; аварии с обсадными колоннами и эле-
ментами их оснастки; аварии из-за неудач-
ного цементирования; аварии с забойными
двигателями; падение в скважину посторон-
них предметов; прочие аварии.
Аварии с элементами колонны бу-
рильных труб — оставление в скважине эле-
ментов колонны бурильных труб (ведущих,
бурильных и утяжеленных труб, переводни-
ков, муфт, замков, центраторов, амортизато-
ров, калибраторов) из-за поломок по телу на
гладком участке или в зоне замковой резьбы,
или по сварному шву; вследствие срыва по
резьбовому соединению, а также в результате
падения в скважину названных выше эле-
ментов, из-за развинчивания по резьбе или
ввиду поломок спуско-подъемного оборудо-
вания или инструмента, обрыва талевого ка-
ната, при подъеме на одном штропе и т.д.
Прихваты бурильных и обсадных ко-
лонн - непредвиденная потеря подвижности
колонны труб вследствие прилипания под
действием перепада давления; заклинива-
ния в желобах, в местах сужений или посто-
ронними предметами: в результате обвала,
осыпания горных пород со стенок скважин
* Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. - М.: Недра, 1988. - 279 с.
или оседания шлама за счет нарушения ре-
жима промывки, а также из-за образования
сальника на бурильной колонне.
Аварии с долотами — оставление в
скважине долота, бурильной головки, рас-
ширителя, а также их элементов и частей.
Аварии с обсадными колоннами и
элементами их оснастки - аварии со спус-
каемыми, спущенными и зацементирован-
ными колоннами либо с их частями, вызван-
ные разъединением по резьбовым соедине-
ниям, обрывом по сварному шву и телу тру-
бы, смятием или разрывом по телу трубы,
падением колонны или ее части, поврежде-
нием труб при разбуривании цементного
стакана, стопкольца, обратного клапана, на-
правляющей пробки или неисправностью
элементов оснастки низа обсадной колонны.
Аварии из-за неудачного цементиро-
вания — прихват затвердевшим цементным
раствором колонны бурильных труб, на ко-
торых спускалась секция обсадных труб или
хвостовик; отказ в работе и повреждение уз-
лов подвески секции обсадной колонны, на-
рушающие процесс крепления и дальней-
шую проводку скважины; оголение башма-
ка, недоподъем в затрубном пространстве
или оставление в колонне цементного рас-
твора, для удаления которого требуются до-
полнительные работы по устранению нару-
шения, а также негерметичность обсадных и
бурильных колонн труб, послужившие при-
чиной некачественного цементирования.
Аварии с забойными двигателями -
оставление турбобура, электробура, вибро-
ударника, винтового двигателя или их узлов
в скважине вследствие поломок или разъе-
динения с бурильной колонной.
Аварии в результате падения в сква-
жину посторонних предметов - падение в
скважину вкладышей ротора, роторных кли-
ньев, параллелей и вкладышей ключей ПКР,
челюстей ключей АКБ, кувалд, ключей, руч-
ных инструментов, приспособлений и их ча-
стей и других предметов, с помощью кото-
рых велись работы на устье скважины или
над ним.
Прочие аварии - аварии, возникающие
при производстве промысловых исследова-
ний в скважине (обрывы и прихваты кабеля,
приборов, грузов, шаблонов, торпед, перфо-
раторов и других устройств, применяемых
при исследовании скважин и вспомогатель-
ных работах), открытые нефтяные и газовые
фонтаны; падение и разрушение вышек,
морских оснований, падение элементов тале-
вой системы (кронблок, крюкоблок); взрывы
и пожары на буровых, приводящие к выходу
из строя оборудования и остановке бурения.
Началом аварии считается момент ее
возникновения, хотя он может быть обнару-
жен и позже, а окончанием аварии — восста-
новление условий для продолжения бурения.
Авария в скважине, происшедшая в период
ликвидации ранее возникшей аварии, регист-
рируется, но не учитывается. Время на ее лик-
видацию суммируется со временем, необходи-
мым для ликвидации первоначально возник-
шей аварии. Такой же порядок учета распро-
страняется и на случаи возникновения всех
последующих аварий при ликвидации первой.
Аварии при испытании скважины в
процессе бурения (с испытателями пластов)
или после окончания бурения учитываются
как аварии, происшедшие при испытании
скважин.
Причины возникновения аварий
Основное число аварий происходит
вследствие нарушения исполнителями ра-
бот требований технологии бурения и экс-
плуатации оборудования и инструментов,
применяемых для бурения. В отдельных
предприятиях по таким причинам происхо-
дит до 95 % от общего числа аварий.
Много аварий еще вызвано некачест-
венным изготовлением инструментов, меха-
низмов и оборудования.
Как правило, бракованные изделия
спускают в скважину очень редко, так как
перед спуском в скважину они подвергаются
проверке. Невнимательность и небрежность
при проверке способствуют увеличению
числа аварий с изделиями, спускаемыми в
скважину. Число аварий из-за применения
бракованных заводских изделий ежегодно
не превышает 3-5 %.
Значительно меньший процент состав-
ляют аварии, вызванные непредвиденными
обстоятельствами. Такими являются нефте-
газоводопроявления, вскрытие сильнотре-
щиноватых пластов, текучих пород и т.д.
Причину аварий, прежде всего, необхо-
димо искать внутри предприятия, в органи-
зации работы по строительству скважины, в
организации обеспечения буровой всем не-
обходимым для проводки скважины.
Необходимо отметить, что возникнове-
нию определенного числа аварий, хотя и не
очень большого, способствует несовершен-
ство технических и технологических проек-
тов, а также конструкция инструментов,
оборудования и механизмов, несмотря на
качественное их выполнение. Ниже приво-
дятся основные причины возникновения
каждого вида аварий.
Аварии с бурильной колонной
Многочисленными теоретическими ис-
следованиями и практикой доказано, что
аварии вследствие поломки элементов бу-
рильной колонны вызваны в основном уста-
лостью металла.
Явления усталости возникают главным
образом под действием следующих основных
переменных нагрузок: изгиба, колебаний бу-
рильной колонны, крутильных ударов.
Усталость металла ускоряют следую-
щие факторы:
1) дефекты материала труб — расслое-
ние и структурная неоднородность металла,
незаметные (на глаз) инородные включения
в металле и конструктивные дефекты, т.е.
резкие переходы в сечении, острые надрезы,
царапины и т.д.;
2) малые радиусы закругления восьми-
ниточных резьб (трубных);
3) применение безупорного соединения
трубы с замком или соединительной муфтой;
4) неблагоприятные геологические и
технологические условия бурения и наруше-
ния запроектированных режимов бурения.
К таким неблагоприятным условиям
относятся:
- частое переслаивание пород, различных
по крепости, крутые углы падения пластов,’
- работа колонн в средах с агрессивны-
ми химическими добавками (соли, кислоты,
щелочи), способствующими возникновению
коррозии;
- работа бурильной колонны в скважи-
нах, имеющих по стволу большие каверны,
особенно при роторном бурении;
- несоответствие размера долота диа-
метру бурильных труб;
- несоответствие типа долота крепости
разбуриваемых пород;
- возникновение резонанса при совпа-
дении частоты колебаний колонны от пуль-
сации давления на выкидной линии насоса с
частотой собственных колебаний колонн;
- эксплуатация бурильной колонны в
состоянии чрезмерного сжатия, т.е. при бу-
рении без УБТ или с УБТ незначительной
длины, тогда как вес УБТ должен превышать
нагрузку на долото на 25 %;
- установка над УБТ труб группы проч-
ности Е, К, а также ЛБТ;
- применение труб несоответствующе-
го класса для бурения на данной глубине;
- вмятины на трубах от инородных тел
(шарошек, долот, крепких пород и т.д.);
- эксцентричность вышки, ротора по
отношению к скважине.
Перечисленные факторы способствуют
возникновению аварий, вызванных:
- в ведущих трубах поломкой по телу и
срывом трубной резьбы;
- в бурильных трубах поломками по те-
лу на участках с номинальной толщиной
стенки, в концевых утолщениях, в зоне свар-
ного шва и трубной резьбы, а также срывом
резьбы, соединяющей трубу с бурильным
замком;
- в бурильных замках поломками по те-
лу на участках, заключенных между резьбо-
выми концами и в зоне замковой резьбы
ниппеля или муфты, а также срывом по зам-
ковой резьбе;
- в УБТ и переводниках поломками по
телу в зоне замковой резьбы и срывом по
замковой резьбе;
- в соединительных муфтах поломкой
по телу.
Кроме этого, встречаются аварии, вы-
званные развинчиванием резьб в замковых
соединениях бурильных замков, УБТ, пере-
водников и ведущих труб.
Аварии с забойными двигателями
За последние годы буровые предприя-
тия получили возможность работать мощ-
ными секционными турбобурами со шпин-
делями, а также забойными винтовыми дви-
гателями. Наиболее распространенными
стали турбобуры типа ЗТСШ различного ди-
аметра, турбобуры типа АШ с наклонной ли-
нией давления, винтовые двигатели типа Д и
Д2. Однако и с ними происходят следующие
аварии: отвинчивание шпинделя в результа-
те развинчивания верхнего переводника
турбобуров ЗТСШ и АШ; слом корпуса турбо-
бура по верхнему переводнику в зоне резьбы
и выше нее до 1,2 м у всех типов турбобуров;
отвинчивание шпинделя средней секции
турбобура ЗТСШ; слом вала шпинделя; срыв
резьбы верхнего переводника турбобура;
слом вала турбобура; раскрепление шпинде-
ля по замковой резьбе.
Бурение турбобурами типа ТСБ5, ТС5Е,
Т12РТ, КТД4С, ТС4А, А7Н4С, А9Г, РТБ и дру-
гими также не исключает безаварийную ра-
боту. С ними происходят следующие аварии:
срыв резьбы верхнего переводника (вырыв из
резьбы корпуса) или переводника, соединяю-
щего корпусы секционных турбобуров; от-
винчивание роторной гайки и контргайки
вала турбобура; слом вала турбобура;
слом корпуса турбобура; отвинчивание
ниппеля турбобура; срыв или отвинчивание
резьбового соединения вала турбобура из
резьбы переводника на долото; отвинчива-
ние турбобура от бурильной колонны; закли-
нивание корпуса турбобура.
Аварии с долотами
В зависимости от типа долота различа-
ют следующие виды аварий.
1. Аварии с шарошечными долотами -
отвинчивание долот и их поломка.
Отвинчивание происходит в результа-
те нарушения правил крепления или спуска
долота, а также при использовании перевод-
ников на долото с несоответствующей резь-
бой (когда переводники изготовляются в ме-
ханических мастерских без соответствую-
щей проверки резьбы калибрами).
Причины поломок долот: передвижка
на забое; бурение с нагрузками, превышаю-
щими допустимые; удар долотом о забой или
уступ; разбуривание пород долотами, не со-
ответствующими их крепости; малая проч-
ность опор; слабая прочность сварных швов;
заклинивание долот; дефекты нарезки резь-
бы; неплотное прилегание заплечиков лап
долота к торцу переводника; работа долота-
ми по металлу; длительная промывка сква-
жины перед подъемом сработанного долота.
В результате аварий с долотами в сква-
жине чаще всего остаются шарошки долот.
Это связано в основном со значительным из-
носом опор, недостаточным сроком их рабо-
ты даже в пределах, предусматриваемых
конструкцией долот и режимами работы по-
следних в скважине.
Долговечность опоры долота зависит
от интенсивности изнашивания и разруше-
ния поверхностей цапфы, шарошки и тел
качения.
Исследования показали, что характер
изнашивания и разрушения этих поверхно-
стей различен. Это связано с неравномер-
ным и сложным нагруженном различных
участков поверхностей опоры, а также с кон-
струкцией, технологией изготовления и раз-
мерами долот. При этом трущиеся поверхно-
сти опоры подвергаются одновременно аб-
разивному износу, осповидному, хрупкому и
усталостному выкрашиванию, смятию,
окислительному и тепловому износу и высо-
котемпературным ожогам в микрообъемах
металла и в присутствии промывочных жид-
костей под высоким давлением. Одновре-
менное развитие этих процессов, недоброка-
чественная сборка долот, различие механи-
ческих свойств металла опор и шарошек, а
также отдельные несовершенства конструк-
ции долот приводят к неравномерной сра-
ботке опор и вооружения долот и к большому
различию их износостойкости. Все это со-
здает трудности в определении качества
сработки долот, оптимального и предельного
времени пребывания долота на забое, осо-
бенно при турбинном бурении.
2. Аварии с алмазными долотами — за-
клинивание долот при спуско-подъемных
операциях и бурении, отвинчивание долот.
Причинами заклинивания алмазных
долот являются; резкая посадка долота в зо-
не сужения ствола скважины и ее призабой-
ной зоне в результате спуска долота без огра-
ничения скорости, особенно в необсаженной
части ствола скважины; преждевременное
прекращение циркуляции промывочной
жидкости перед подъемом бурильной колон-
ны с алмазным долотом (чаще во время про-
цесса наращивания); недостаточная про-
мывка скважины через долото (утечки про-
мывочной жидкости через негерметичные
участки бурильной колонны и ниппель тур-
бобура), а также вследствие малой подачи
промывочной жидкости насосами; бурение
скважины при несоответствии размеров до-
лота, утяжеленных бурильных труб и забой-
ного двигателя (если такой применяется при
бурении); заклинивание долот инородными
предметами (металл и куски породы).
Относительно часто наблюдаются слу-
чаи заклинивания ступенчатых долот вслед-
ствие наличия у них большой калибрующей
поверхности секторов. Часто новые алмаз-
ные долота заклиниваются при спусках в
скважину после работы трехшарошечными
долотами и при длительной работе алмаз-
ным долотом без подъема из скважины. За-
клиниванию алмазного долота нередко спо-
собствуют сальники.
Алмазные долота отвинчиваются, как и
другие рассмотренные виды долот.
При бурении скважин из алмазных до-
лот могут выпадать алмазы в результате не-
достаточного их крепления, а также вследст-
вие изнашивания тела долота. Выпавшие
алмазы крошат другие алмазы в долоте, что
может привести в негодность все долото.
СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ
В БУРЕНИИ
Ликвидация прихвата с помощью
ударных механизмов
(ГУМ, ВУК, УЛП и т.д.)
Ударные механизмы (яссы) широко
применяются при ликвидации прихватов,
вызванных заклиниванием, прилипаниями
на большую высоту, а также обвалами. При
работе с использованием ясса разрушается в
зоне заклинивания связь между прихвачен-
ной частью колонны и стволом скважины.
Наиболее широко применяют такие меха-
низмы, как механический ударный (ГУМ) и
вибрационный (ВУК). В каждом нефтедобы-
вающем районе имеются яссы местных кон-
струкций, изготовленные в мастерских или
на местных заводах.
Для ускорения ликвидации возникшего
прихвата в начальной его стадии целесообраз-
но устанавливать механические ударные уст-
ройства - яссы в компоновку бурильной колон-
ны, чтобы сразу же при обнаружении прихва-
та включить механизм в работу, особенно это
важно при бурении в осложненных условиях.
Ликвидация прихватов с помощью
ударных механизмов осуществляется, когда
методы ликвидации прихвата без разъеди-
нения бурильной колонны (гидроимпульс,
торпедирование, ванны) не дали результата;
длина извлекаемой части бурильной колон-
ны не превышает 300 м; исключается откло-
нение в сторону верха прихваченной части
колонны в зоне отвинчивания.
Ликвидация аварий с долотами
Признаками аварий с долотами при ро-
торном бурении являются неравномерное
вращение, вертикальные колебания буриль-
ной колонны, а также прекращение проход-
ки, при электробурении - снижение показа-
ний амперметра и отсутствие проходки, а
при турбинном — остановки турбобура, а
также отсутствие проходки. Выбор метода
зависит от конкретных условий и наличия
разрушающих инструментов. Установлено,
что долото диаметром 295 или 269 мм может
разрушаться при двух-трех спусках башмач-
ного или забойного фрезера. Последующими
спусками паука гидромеханического или
магнитного фрезера извлекают куски метал-
ла с забоя. Долото, оставленное посредине
ствола скважины, сначала доводят до забоя,
потом определяют печатью его положение.
Если долото стоит присоединительной резь-
бой вверх, то его извлекают так же, как и в
предыдущем случае. Во всех других случаях
его разрушают фрезером или торпедой.
Категорически запрещается извлекать
бескорпусные долота метчиком. Это приво-
дит или к расколу долота, или к оставлению
его над забоем, так как метчик очень плохо
закрепляется по сварному шву.
Шарошки долот и лапы с шарошками,
а также лопатки лопастных долот, оставлен-
ные в скважине, извлекают пауком, гидро-
механическим или магнитным фрезером.
Целесообразно работать магнитным фрезе-
ром в комплексе с металлоуловителем, уста-
навливаемым над ним.
При отсутствии паука гидромеханичес-
кого или магнитного фрезера соответствую-
щей грузоподъемности шарошки долота или
лапы с шарошками разрушают забойным
или башмачным фрезером.
В зависимости от твердости пород на
забое, поверхность торцевой части фрезера
должна быть выпуклой, плоской и вогнутой.
Для повышения эффективности очистки за-
боя над забойным фрезером надо устанавли-
вать металлоуловитель.
Ловильный инструмент
Для первоочередных работ по ликвида-
ции наиболее распространенных видов ава-
рий рекомендуется иметь на буровой следу-
ющий минимум ловильного и вспомогатель-
ного инструмента: колокол типа К для захва-
та за тело трубы; колокол сквозной типа КС
для захвата за замок, муфту, УБТ; колокол
гладкий для захвата за замок и УБТ; метчик
универсальный типа МБУ; метчик специаль-
ный типа МСЗ; воронки к колоколам и мет-
чикам; центрирующее приспособление к
метчикам; ловитель плашечный одинарный
(ЛБП) и сдвоенный (ЛБПС); ловитель магнит-
ный; наголовник для гидроимпульсов; гид-
роотклонитель ловильного инструмента.
При проведении специальных работ на
скважине должны быть предусмотрены ло-
вильные инструменты для ликвидации воз-
можных аварий с устройствами, спускаемы-
ми в скважину.
Весь ловильный инструмент должен
быть оснащен переводниками для соединения
с бурильной колонной. Инструмент должен
быть комплектным и включать все необходи-
мые приспособления, облегчающие ликвида-
цию аварии. Размеры ловильного инструмен-
та и его узлов должны соответствовать разме-
рам элементов бурильной колонны и уст-
ройств, работающих в данной скважине. Наи-
больший наружный диаметр узлов ловильного
инструмента или воронки к нему (если она
применяется) для работы в неосложненных
скважинах и обсадных колоннах должен быть
на 25—30 мм меньше диаметра ствола сква-
жины. В других случаях он должен быть мень-
ше ствола скважины на 50—60 мм. Отдельные
А
Рис. 19.1. Ловитель с промывкой
Рис.19.2. Метчик бурильный универсальный (МБУ)
виды ловильных инструментов в соответствии
с инструкцией по их эксплуатации могут спус-
каться в скважину с меньшими зазорами при
соблюдении требований к эксплуатации.
На инструментальной площадке пред-
приятия рекомендуется иметь полный набор
ловильного инструмента для возможного
применения в случае возникновения аварии,
а именно: колокола и метчики гладкие и на-
резные, трубоголовки, ловители, фрезеры,
механизмы для ликвидации прихватов, уст-
ройства для удаления металлических пред-
метов, труборезы, печати, ловильные удочки
и ерши, гидравлические домкраты, гидроот-
клонители, испытатели пластов для ликви-
дации прихватов, устройства для завода из-
влекаемых предметов в ловильный инстру-
мент, отклонители, универсальное вырезаю-
щее устройство. Все они должны быть ком-
плектными и иметь соответствующую техни-
ческую документацию. Кроме того, для опе-
ративной установки ванн желательно иметь
аварийный запас 25-30 м3 нефти и 1 т ПАВ.
Ловители с промывкой
Ловители с промывкой предназначены
для ловли оставшейся в скважине бурильной
колонны за трубу или замок или за то и дру-
гое одновременно с промывкой скважины
через захваченную часть оставленной бу-
рильной колонны.
Ловители изготовляют одинарные. Они
захватывают элемент бурильной колонны
только за один участок.
На рис. 19.1 показана конструктивная
схема ловителя. Он состоит из корпуса 2 с ко-
нической поверхностью в нижней внутренней
части для движения плашек по ней и с трубной
резьбой на его концах для подсоединения во-
ронки 7. Внутри корпуса в специальные пазы
впрессованы две шпонки, между которыми по-
мещаются плашки 6 с ловильной резьбой спе-
циального профиля левого направления с вну-
тренней стороны. Резьбой захватывают извле-
каемую часть колонны за трубу или замок.
Имеющиеся на плашках с боковой поверхнос-
ти пазы позволяют им равномерно переме-
щаться вдоль шпонок. Для исключения рас-
хождения плашек в верхней их части устанав-
ливается кольцо и резиновая манжета 5, име-
ющая внутренний диаметр меньше диаметра
захватываемого элемента бурильной колонны,
что позволяет герметизировать его внутри
корпуса и надежно осуществлять циркуляцию.
Сверху манжеты устанавливается на-
жимная втулка с надетой на нее спиральной
пружиной 3. Все узлы, начиная от плашек и
до спиральной пружины, поджимаются пе-
реводником 1.
Метчики
Метчики предназначаются для захвата
за внутреннюю поверхность колонны труб,
оканчивающихся сверху муфтой или ниппе-
лем, бурильного замка утяжеленной буриль-
ной трубой, переводником, как исключение,
высаженной частью бурильной трубы, и из-
влечения ее из скважины. Метчики выпуска-
ются двух типов: универсальные (рис. 19.2) и
специальные. Метчики бурильные универ-
сальные (МБУ) применяют для захвата извле-
каемой колонны ввинчиванием в тело эле-
ментов бурильной колонны. Метчики специ-
альные (замковые) МСЗ используют для за-
хвата ввинчиванием в замковую резьбу.
Труболовки
Труболовки предназначены для извле-
чения из скважины труб различного назна-
чения и других инструментов, имеющих ци-
линдрическую форму. По конструкции за-
хватного устройства труболовки подразде-
ляются на цанговые и плашечные. Цанговой
труболовкой вводимая верхняя часть извле-
каемой трубы захватывается равномерно по
всей поверхности. Надежность и степень за-
хвата плашечных труболовок зависят от
конструкции и расположения плашек на
корпусе и узлов удержания и перемещения.
Труболовки также подразделяются на
внутренние и наружные, соответственно, за-
хватывающие извлекаемый предмет за вну-
треннюю или наружную поверхность.
Для извлечения бурильных и насосно-
компрессорных труб внутренние труболовки
комплектуются центрирующими приспособ-
лениями, имеющими направления с выре-
зом или резьбой под воронку, а наружные
труболовки - корпусом с вырезом или ворон-
кой. Без центрирующих приспособлений
труболовки применяются в тех случаях, ког-
да зазор между обсадной колонной и извле-
каемыми трубами мал и не допускает разме-
щения центрирующего приспособления.
Труболовка внутренняя
универсальная (ТВУ)
Труболовка ТВУ (рис. 19.3) предназна-
чена для извлечения из скважин насосно-
компрессорных, бурильных и обсадных труб
диаметром от 60 до 114 мм. Корпус труболов-
ки выполнен в виде конуса, переходящего в
верхней части в цилиндр. Резьба на корпусе
обратная по отношению к резьбе соединений
колонны, на которой труболовка спускается
в скважину. Максимальный наружный диа-
метр конической части корпуса на 2—4 мм
меньше внутреннего диаметра извлекаемых
труб. Каждая втулка имеет наружную цилин-
дрическую и внутреннюю коническую по-
верхности. Наличие разрезов позволяет ло-
вильным втулкам деформироваться в ради-
альном направлении. Наружный диаметр ло-
вильных втулок на 0,5-4 мм превышает внут-
ренний диаметр аварийной трубы.
При работе труболовку опускают до
верха извлекаемых труб, восстанавливают
циркуляцию промывочной жидкости, заме-
ряют давление и спускают труболовку до по-
садки. Повышение давления промывочной
жидкости указывает на вхождение трубо-
ловки в обсадную трубу. При отсутствии его
поворотом ротора на 30—50° перемещают
труболовку. После захода труболовки в трубу
циркуляцию промывочной жидкости пре-
кращают и продолжают спуск труболовки,
при этом ловильные втулки сжимаются и
входят в трубу. При подъеме бурильной ко-
лонны труболовка заклинивает ловильные
втулки, прижатые силой упругости к захва-
тываемой трубе, и поднимает колонну.
Рис. 19.3. Труболовка внутренняя универ-
сальная (ТВУ):
1 — направление; 2 — манжеты; 3 — нако-
нечник; 4 — переводник; 5 — корпус; 6, 7, 9
— ловильные втулки; 8 — воронка
УСТРОЙСТВА ДЛЯ
ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ
Гидравлический ударный
механизм (ГУМ)
Гидравлический ударный механизм
предназначен для ликвидации прихватов бу-
рильных и обсадных колонн, труб, испыта-
телей пластов и т.д. путем нанесения ударов,
направленных снизу вверх либо сверху вниз,
в зависимости от сборки механизма.
ГУМ (рис. 19.4) состоит из шпинделя,
переводников 2 и 7, цилиндра 3, имеющего
две камеры разного сечения, бойка 4, порш-
ня 5 и штока 6. Вся система ГУМа гермети-
зирована и внутри заполнена маслом.
Рис.19.4. Гидравлический ударный меха-
низм:
1 — шпиндель; 2 — переводник; 3 — ци-
линдр; 4 — боек; 5 — поршень; 6 - шток; 7 —
нижний переводник
Для работы с ГУМом отсоединяют не-
прихваченную часть колонны от прихвачен-
ной с помощью ловильного инструмента, а ес-
ли верх извлекаемой колонны оканчивается
замковой резьбой нижнего переводника 7, то
ГУМ соединяют с аварийной колонной. Сво-
бодному закреплению замковой резьбы ниж-
него переводника с замковой резьбой аварий-
ной колонны способствует наличие шлице-
вой пары у переводника 2 и шпинделя 1. За-
тем натягивают бурильную колонну с усили-
ем, превышающим ее вес на 200-800 кН. Вна-
чале скорость шпинделя с поршнем будет не-
большой, так как он движется вверх за счет
перетока масла из верхней полости (большой)
в нижнюю (малую) через три последователь-
ных отверстия. Пройдя 213 мм, поршень по-
падает в цилиндр 3 с продольными пазами.
При этом площадь сечения для прохода масла
из большей полости в малую увеличивается
более чем в 200 раз. Масло свободно, почти
без давления перетекает вниз, шпиндель 1,
увлекаемый сжимающимися трубами, мгно-
венно перемещается вверх и бойком 4 ударя-
ет по нижнему торцу шлицевого переводника
2. Этот удар передается прихваченному инст-
рументу через корпус цилиндра 3 и перевод-
ник 7. Для повторного удара перегоняют мас-
ло из нижней (малой) полости цилиндра в
верхнюю, для чего на шпиндель дают осевую
нагрузку 10-20 кН, направленную вниз. ГУМ
готов к повторному удару.
Для осуществления ударов, направлен-
ных вниз, ГУМ разбирают, цилиндр 3 вместе
с поршнем 5 поворачивают на 180° и снова
собирают.
Число ударов для различных случаев
колеблется от 1 до 100.
В настоящее время ГУМ - один из са-
мых надежных и простых в работе устройств
для ликвидации прихватов. Он дает хоро-
ший эффект при ликвидации заклиниваний,
вызванных падением посторонних предме-
тов в скважину, в местах сужений, при за-
клинивании в желобах.
Гйдравлический ударный механизм
может быть постоянно встроен в компоновку
бурильной колонны на случай работы в ос-
ложненных условиях, где предполагается
возникновение прихвата, например закли-
нивание алмазного долота, калибратора,
центратора и др.
Работать гидравлическим ударным ме-
ханизмом надо обязательно с безопасным
переводником, который устанавливается
над УБТ, а при отсутствии последнего - над
компоновкой низа бурильной колонны.
Для ликвидации прилипаний на неболь-
шой длине рекомендуется применять две
сборки ГУМа, одной из которых предусматри-
вается нанесение ударов снизу вверх, а дру-
гой — сверху вниз. Для нанесения ударов сни-
зу вверх в компоновке бурильной колонны
должны быть УБТ, вес которых должен пре-
вышать вес прихваченной колонны на 25-
30 %. При нанесении ударов сверху вниз ко-
личество УБТ должно обеспечивать вытяжку
колонны труб на 350—400 мм. При вытяжке
менее 300 мм работа ГУМа не эффективна.
Для ликвидации прихватов с помощью
ГУМа при прилагаемой к бурильной колонне
силе 300 кН длина бурильной колонны над
местом прихвата, состоящей из труб толщи-
ной 10 мм и диаметром 114, 127 и 140 мм,
должна быть соответственно не менее 1200,
1400 и 1500 м. При увеличении силы натя-
жения бурильной колонны сверх собствен-
ного веса необходимая длина уменьшается и
при силе, например, в 1000 кН уже составля-
ет соответственно 375, 425 и 470 м.
Ясс ударно-вибрационный
Ясс ударно-вибрационный предназна-
чен для освобождения прихваченной бу-
рильной колонны ударами сверху вниз или
вибрированием колонны при вращении ее
под натяжением (рис. 19.5). После отсоеди-
нения от прихваченной части колонны не-
прихваченных труб в скважину до торца из-
влекаемых труб опускают ясс. Затем под на-
грузкой шпиндель 15 заводят внутрь корпу-
са на длину свободного хода и вращением
вправо присоединяют ясс к прихваченной
колонне. При этом кулачки отбойной муфты
5 под действием пружины 4 заходят в зацеп-
ление с кулачками головки 8.
Для освобождения бурильной колонны
ее приподнимают на длину свободного хода
ясса или меньшую выбритую длину. Затем
резким опусканием бурильной колонны на-
носят удары ударником 14 по наковальне 16.
Осевые удары чередуют с вибрированием,
для чего неприхваченную колонну натягива-
ют с силой, превышающей ее вес на возмож-
но большую величину, и вращают. Во время
вращения наклонные кулачки наконечников
12, приподнимаясь, создают дополнитель-
ные силы натяжения и соскакивают с кулач-
ка, испытывают ударную нагрузку, которая
затем передается через шпиндели и нако-
вальню прихваченным трубам. Во время вра-
щения бурильной колонны с вибрацией
структура в затрубном пространстве разру-
шается и бурильная колонна освобождается.
Фрезеры
Фрезеры забойные (рис. 19.6) предназ-
начены для торцового разрушения металли-
ческих предметов, оставленных в скважине.
Фрезеры забойные режуще-истирающего ти-
па ФЗ являются неразборной конструкцией.
Торцовая часть его запрессована режу-
щими пластинами из металлокерамического
Рис. 19.5. Ясс ударно-вибрационный:
1 - переводник; 2 — кольцо, 3 — хомут;
4— пружина; 5— муфта отбойная; 6- винты;
7 - кожухи; 8 - головка ударная; 9 - шпиндель
верхний; 10 — муфта соединительная;
11 - муфта; 12 — наконечник; 13 - уплотне-
ния; 14- ударник; 15 - шпиндель; 16 — нако-
вальня
твердого сплава марки ВК-8 и заплавлена
припоем, армированным дробленым метал-
локерамическим твердым сплавом марки
ВК-8. Режущие кромки промывочных пазов
наплавлены твердым сплавом «Релит». Фре-
зеры изготовляют с правыми и левыми при-
соединительными резьбами и соответствую-
щим им расположением режущих кромок
промывочных пазов. Левые фрезеры для
опознавания имеют два пояска.
Фрезерами забойными рекомендуется
работать совместно с металлоулавливателя-
ми, которые после каждого подъема прове-
ряют дефектоскопами, чтобы выявить де-
фекты в узлах.
Для исключения простоев желательно
при этих работах иметь на буровой два метал-
лоулавливателя — один в работе, другой на
проверке. Кроме того, на устье скважины на
период спуско-подъемных операций устанав-
ливают устройство для предупреждения по-
падания посторонних предметов в скважину.
А-А
Рис. 19.6. Фрезер забойный (ФЗ):
1 — корпус; 2 — наплавка релита; 3 — истира-
ющий участок фрезера; 4 - режущие пластины
Рис. 19.7. Шламометаллоуловитель типа
ШМУ-0:
1 - трубный переводник; 2 - вал; 3 - кожух;
4 — переводник-база
Фрезеры - ловители магнитные
Фрезеры-ловители предназначены для
извлечения из скважин металлических
предметов, обладающих ферромагнитными
свойствами, как путем прямого их захвата,
так и с предварительным обуриванием. Эти
фрезеры изготовляют двух видов: без меха-
нического захвата ФМ и с механическим за-
хватом ФМЗ.
Шламоуловители
При ликвидации аварий в скважинах
во время удаления металлических предме-
тов в компоновке с ловильным инструмен-
том (ловителем магнитным и фрезерами) ре-
комендуется использовать шламометалло-
уловители ШМУ-0 или ШМУ-3 конструкции
ВНИИБТ, нашедшие широкое применение
при очистке забоя от мелких металлических
предметов (шариков и роликов опор долот,
зубьев, мелких узлов кернорвателей, твердо-
сплавных штырей долот и т.д.), особенно пе-
ред спуском алмазных долот (рис. 19.7).
Труборезки
Когда не удается извлечь прихваченный
инструмент целиком, его извлекают по час-
тям. Для этого желательно, чтобы верхняя
часть оставшейся в скважине колонны не бы-
ла повреждена и в последующем в ней можно
было бы проводить работы. Кроме того, ино-
гда требуется извлекать поврежденные верх-
ние участки труб для проведения в нижних
частях колонн других работ. С этой целью
применяют различные виды труборезок. По
принципу резания труборезки делят на меха-
нические, гидравлические и химические.
Механические труборезки предназна-
чены преимущественно для срезания подве-
шенных обсадных колонн, предварительно
натянутых с усилием, превышающим их
собственный вес.
Гйдравлические труборезки просты по
конструкции и надежны в работе. Ими мож-
но обрезать обсадные колонны как нагру-
женные, так и подвешенные.
Химические труборезки имеют важное
преимущество: их можно доставлять к месту
резания на каротажном кабеле и использовать
в трубах любого диаметра (60,3 мм и более).
Устройство вырезающее
универсальное
Устройство УВУ предназначено для
срезания трубы и для вырезания участка об-
садной колонны с целью забуривания в этом
интервале нового ствола. Надобность в забу-
ривании нового ствола возникает при лик-
видации аварий в скважине или при восста-
новлении бездействующих скважин.
Устройство УВУ изготовляется для ра-
боты в обсадных колоннах диаметром 168,
194 и 219 мм. Оно представляет собой еди-
ную цельную конструкцию, в которую, в за-
висимости от диаметра вырезаемой части
обсадной колонны, вставляются сменные де-
тали -резцы, ограничители и направляющие.
Резак гидравлический ВНИИБТ
Резак гидравлический (рис. 19.8) пред-
назначен для срезания струёй бурового рас-
твора бурильной колонны преимуществен-
но из легкого сплава. Он работает в ком-
плексе с заранее установленным переводни-
ком и седлом над УБТ или в другом безопас-
ном месте бурильной колонны. При возник-
новении прихвата и надобности отсоеди-
нить ее нижнюю часть в бурильную колонну
бросают резак гидравлический. Он доходит
до седла и перекрывает сечение бурильной
колонны. При восстановлении циркуляции
буровой раствор проходит внутрь резака,
меняет его направление на 90° и выходит
через горизонтальное щелевидное отвер-
стие. Струя, ударяясь о трубу, режет ее. На-
пример, при возникновении прихвата на
глубине более 6000 м буровым раствором
плотностью 1,26 г/см3 была разрезана тру-
ба диаметром 147 мм за 15 мин при давле-
нии на стояке 25 МПа.
Рис.19.8. Резак гидравлический ВНИИБТ:
1 - корпус; 2 - уплотнение; 3 - втулка с отвер-
стиями; 4 - верхний корпус резака; 5 - ниж-
ний корпус резака
Ловильный инструмент
для извлечения турбобуров
Специальных ловильных инструмен-
тов для извлечения турбобуров нет. Поэто-
му для их извлечения используют ловиль-
ные инструменты, применяемые для бу-
рильных труб, или изготовляют их разовые
конструкции.
Укороченный ловитель предназна-
чен для захвата оставленного в скважине
турбобура за выступающую часть вала
(контргайку и гайку). Это обычный лови-
а 6 6
Рис. 19.9. Устройство для извлечения турбобуров.
Турбиноловки: а — Я.В.Часовитина и Р.Н .Осипова', б - М.П.Штепо; в - Н.Н.Безрукова:
1 — корпус; 2 — пружина; 3 - направляющая втулка; 4 - резиновое уплотнение; 5 — упорное кольцо; 6 - плаш-
ки; 7 — направляющая воронка; 8 — пружинный фонарь; 9 — переводник; 10 — спиральная пружина;
11 - стакан; 12 — винт; 13 — шурупы
тель, у которого наружные поверхности пла-
шек растачиваются или изготовляются но-
вые плашки для захвата за гайку и контр-
гайку. Корпус ловителя обрезается на 25-30
мм ниже шпонки для более глубокой посад-
ки. Для удобства захвата желательно изго-
товлять контргайку удлиненной до 300 мм,
причем наружный ее диаметр делают рав-
ным диаметру элементов бурильных труб,
чтобы можно было захватить турбобур со
стандартными плашками соответствующе-
го ловителя.
Конструкция и работа устройства для
извлечения турбобуров (рис. 19.9) с захва-
том за гайку и контргайку подобны конструк-
ции и работе ловителей. Отличительная осо-
бенность — более низкая посадка плашек.
Гладкие колокола применяют для из-
влечения турбобуров и их узлов с захватом
за подпятник, корпус, муфтуит.д. Конструк-
ция их аналогична конструкции колоколов
для извлечения труб. Конусность ловильной
части колоколов 0,5—5°.
Максимальный диаметр гладкого коло-
кола для извлечения турбобуров на 5-10 мм
больше диаметра узла турбобура, за кото-
рый планируется его захватить, а мини-
мальный — на 15—20 мм меньше его. На-
грузку на гладкий колокол для захвата турбо-
бура и его узлов доводят до 2000 кН.
Захваченный гладким колоколом тур-
бобур поднимают без вращения и резких по-
садок бурильной колонны.
Трубные ловушки используют для из-
влечения турбобуров с захватом за корпус.
Они представляют собой корпус турбобура
или обсадную трубу длиной 5—6 м, в которых
на поверхности сделаны вмятины для закли-
нивания турбобура при входе его внутрь ло-
вушки. К нижней части ловушки присоеди-
няют воронку или развальцовывают низ ло-
вушки для облегчения захода турбобура.
В заключение необходимо отметить,
что в настоящем разделе описаны только на-
иболее часто встречающиеся виды аварий и
инструмента для их ликвидации.
ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МОРСКИХ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Освоение морских нефтяных и газовых
месторождений коренным образом отлича-
ется от разведки и разработки их на суше [ 1 ].
Большая сложность и специфические осо-
бенности проведения этих работ в море обус-
ловливаются окружающей средой, инженер-
но-геологическими изысканиями, высокой
стоимостью и уникальностью технических
средств, медико-биологическими проблема-
ми, вызванными необходимостью производ-
ства работ под водой, технологией и органи-
зацией строительства и эксплуатации объ-
ектов в море, обслуживанием работ и т. п.
Особенностью континентального шель-
фа нашей страны является то, что 75 % аква-
торий расположено в северных и арктических
районах, которые продолжительное время по-
крыты льдами, а это создает дополнительные
трудности в промышленном освоении.
Окружающая среда характеризуется
гидрометеорологическими факторами, оп-
ределяющими условия проведения работ в
море, возможность строительства и эксплуа-
тации нефтепромысловых объектов и техни-
ческих средств. Основные из них: темпера-
турные условия, ветер, волнения, течения,
уровень воды, ледовый покров морей, хими-
ческий состав воды и др.
Учет этих факторов дает возможность
оценить их влияние на экономические пока-
затели поисково-разведочных работ и мор-
ской добычи нефти и газа. Строительство
морских нефтепромысловых сооружений тре-
бует проведения инженерно-геологических
изысканий морского дна. При проектирова-
нии фундаментов нефтепромысловых соору-
жений особое внимание уделяют полноте и
качеству инженерно-геологических изыска-
ний грунтов на месте и в лабораториях. До-
стоверность и полнота данных в значитель-
ной мере определяют безопасность эксплуа-
тации сооружения и экономичность проекта.
Самые большие проблемы в морских
акваториях Арктики связаны со льдами и
глубинами моря. В зависимости от направ-
ления и силы ветра, глубины моря и морских
течений, рельефа местности и свойств льда
ледовая обстановка непрерывно изменяет-
ся, и ее трудно прогнозировать.
С увеличением глубин моря резко воз-
растает стоимость разработки месторожде-
нии. Так, например, на глубине 30 м стои-
мость разработки примерно в 3 раза выше,
чем на суше, на глубине 60 м - примерно в 6
раз и на глубине 300 м - примерно в 12 раз.
В последние годы проводятся большие
научно-исследовательские работы и опыт-
но-промышленная эксплуатация как отдель-
ных узлов, так и целых комплексов оборудо-
вания подводной эксплуатации скважин.
Особого внимания заслуживает подводная
эксплуатация морских месторождений в ле-
довых условиях.
Наибольшее препятствие проведения
работ в глубоких водах - увеличивающийся
разрыв между глубинами вод, на которых
возможно бурение скважин, и глубинами
вод, на которых на данном этапе экономиче-
ски целесообразна добыча нефти или газа.
Проблемой пока являются прокладка и
особенно обследование и ремонт подводных
трубопроводов в межледовый период. Эксплу-
атация морских технических средств, и в ос-
новном техники для подводных методов раз-
работки, требует обеспечения безопасного ве-
дения подводно-технических работ при ре-
монте и осмотре подводной части плавучих
средств и гидротехнических сооружений. На-
ряду с решением технических вопросов необ-
ходимо решать ряд задач по медико-биологи-
ческому обеспечению жизнедеятельности че-
ловека, в том числе в экстремальных услови-
ях, а также задач медико-технических аспек-
тов тепловой защиты жизнедеятельности че-
ловека при проведении работ под водой.
Разведка и разработка морских нефтя-
ных и газовых месторождений - сложные в
техническом отношении операции, весьма
дорогостоящие и связанные со значитель-
ным риском. Основные проблемы при освое-
нии этих месторождений - проблемы техни-
ки и технологии производства этих работ.
Работы по разведке и разработке мор-
ских месторождений обычно ведутся в два
этапа. На первом этапе производятся геоло-
горазведочные работы в межледовый пери-
од, и в этом случае возможно применять тех-
нику, которая работает в умеренных зонах.
На втором этапе, при разработке месторож-
дений, т. е. добыче, подготовке и транспорте
нефти и газа, вследствие непрерывного про-
изводственного цикла, при котором процесс
должен вестись круглый год, в том числе зи-
мой, когда море покрыто льдом, требуется
уникальная и надежная техника, техничес-
кие и технологические параметры и конст-
руктивные решения которой обусловлива-
ются требованиями высокой надежности,
долговечности, обеспечивающими безопас-
ность работ в каждом конкретном районе.
Характерными [2] особенностями осво-
ения морских нефтегазовых месторождений
с учетом суровых природно-климатических
и гидрометеорологических условий являют-
ся следующие:
1) создание специальных гидротехни-
ческих сооружений, новых плавучих техни-
ческих средств - крановомонтажных судов,
судов обслуживания, трубоукладочных барж
и других специальных судов для геофизичес-
ких, геолого-поисковых работ, строительст-
ва нефтепромысловых объектов на море и их
обслуживания в процессе обустройства, бу-
рения, эксплуатации и ремонта скважин, а
также при сборе и транспорте нефти и газа;
2) бурение куста наклонно направлен-
ных скважин с морских стационарных плат-
форм и приэстакадных площадок, на искус-
ственных ледовых и намывных островках, с
самоподъемных и полупогружных плавучих
установок и других подводных и надводных
сооружений;
3) комплексное решение технико-эко-
номических задач при проектировании раз-
работки месторождений углеводородов.
К ним относятся:
• применение аналитических методов
для более полного изучения особенностей
нефтегазопромысловых процессов. Для опе-
ративного и эффективного управления про-
цессами морской нефтегазодобычи сведе-
ний о локальных точках пласта недостаточ-
но, нужно иметь интегральные параметры,
характеризующие его в полном объеме. Наи-
более адекватно реальный пласт отражают
имитационные модели;
• определение наиболее рациональной
сетки размещения скважин для конкретного
месторождения, так как в морских условиях
последующее ее уплотнение связано с чрезвы-
чайно большими трудностями, потому что на
основе уже имеющейся системы обустройства
и сети подводных трубопроводов и коммуни-
каций размещение новых гидротехнических
сооружений для бурения дополнительных
скважин часто оказывается невозможным;
• выбор рациональных конструкций и
числа стационарных платформ, приэстакад-
ных площадок, плавучих буровых установок
и других инженерных сооружений для раз-
мещения на них оптимального числа сква-
жин, в зависимости от глубины и сроков про-
водки, расстояния между устьями, их деби-
тов, ожидаемых при имеющихся противо-
давлениях в системе сбора, и т.д.;
• применение эффективных методов
интенсификации добычи углеводородов для
повышения нефтегазоотдачи пластов с со-
блюдением принципа недопущения отстава-
ния темпов воздействия на пласт от темпов
нефтегазоизвлечения, а также для увеличе-
ния охвата пласта при разработке как по
площади, так и по толщине (на многопласто-
вых месторождениях), а также методов сов-
местно-раздельной эксплуатации многопла-
стовых залежей;
• сокращение сроков строительства сква-
жин за счет создания надежной и эффектив-
ной техники и технологии бурения наклонно
направленных и горизонтальных скважин с
предусмотренным отклонением от вертикали
и обеспечением автономности работы буровых
бригад независимо от гидрометеорологичес-
ких условий на море и стесненных условий
платформ, что позволяет ускорять разбурива-
ние проектного числа скважин;
• соответствие продолжительности
службы (ресурса) и надежности гидротехни-
ческих сооружений срокам разработки неф-
тяных и газовых площадей, т.е. периоду мак-
симального извлечения углеводородов из за-
лежи и всего месторождения целом;
4) строительство специализированных
береговых баз для изготовления гидротехни-
ческих сооружений, технологических ком-
плексов в блочно-модульном исполнении,
плавучих средств и других объектов для бу-
рения, добычи нефти и газа, строительства
и обслуживания комплекса морского нефте-
газопромыслового производства;
5) разработка и создание новых, более
совершенных и безопасных технических
средств и технологий для освоения, эксплуа-
тации и ремонта скважин в морских услови-
ях, в т.ч. с подводным расположением усть-
ев, и обслуживания этих объектов водолаза-
ми и с помощью специальных плавучих
средств;
6) решение вопросов одновременного бу-
рения, эксплуатации и ремонта скважин при
близком расположении устьев, когда это свя-
зано с длительным сроком их строительства;
7) создание малогабаритного, высокой
мощности, надежного в работе блочного ав-
томатизированного оборудования в модуль-
ном исполнении для ускорения строительст-
ва объектов бурения, эксплуатации и ремон-
та скважин и обустройства верхнего строе-
ния платформ для сбора, подготовки и
транспорта добываемой продукции;
8) разработка специальных техничес-
ких средств и технологических процессов, а
также плавучих установок, обеспечивающих
охрану морской среды и воздушного прост-
ранства при проведении геолого-поисковых,
геофизических и буровых работ, эксплуата-
ции и ремонте скважин, подготовке и транс-
портировании продукции и обслуживании
разнообразного морского нефтегазопромыс-
лового хозяйства;
9) повышенные требования по технике
безопасности и охране труда морских нефте-
газодобытчиков, что вызвано необходимос-
тью безопасного ведения работ на ограничен-
ном палубном пространстве платформы при
повышенных шуме, вибрации, влажности,
загазованности и других вредных условиях;
10) специальная физическая и психо-
логическая подготовка рабочих и инженер-
но-технического персонала к длительной ра-
боте (15-20 дней) в морских условиях. Обуче-
ние нефтегазодобытчиков и строителей бе-
зопасным методам ведения работ. Особое
внимание при этом должно уделяться подго-
товке водолазов и акванавтов, а также ко-
мандам пожарной безопасности и службам
по предупреждению и ликвидации открытых
газовых и нефтяных фонтанов и пожаров в
морских условиях;
11) организация гидрометеорологичес-
кой службы и центров наблюдения по про-
гнозированию и своевременному обеспече-
нию требуемой для морских нефтегазодо-
бытчиков краткосрочной и долгосрочной
информацией о прогнозе погоды и принятии
мер безопасности.
Соблюдение требований, предъявляе-
мых к рациональному освоению морских
нефтегазовых месторождений с учетом мно-
гообразных особенностей (глубины моря, су-
ровых природно-климатических условий и
др.), и создание дорогостоящих гидротехни-
ческих сооружений и техники обеспечат их
экономически эффективное освоение.
Классификация гидротехнических
сооружений и область их применения
При рассмотрении типов морских неф-
тепромысловых гидротехнических сооруже-
ний (МНГС) необходимо исходить из общих
положений, принятых в гидротехническом
строительстве, т.е. в зависимости от задач,
которые должны быть решены с помощью
этих сооружений.
При составлении классификации МНГС
можно разделить по их назначению на две ос-
новные группы: для бурения разведочных и
эксплуатационных (с учетом их дальнейшей
эксплуатации) скважин. Кроме того, из этих
групп целесообразно выделить еще две под-
группы, характеризующие условия, в которых
работают МНГС (замерзающие и незамерзаю-
щие моря). Такой подход позволит классифи-
цировать морские нефтегазопромысловые ин-
женерные сооружения, учитывая все требова-
ния, предъявляемые к их проектам. В класси-
фикационную схему (рис. 20.1) включены все
нефтегазопромысловые инженерные соору-
жения , как судостроительные, так и гидротех-
нические. В приведенной схеме они не разде-
лены по материалам изготовления, т.е. на ме-
таллические, железобетонные, грунтовые, ле-
довые и комбинированные, так как этот фак-
тор при таком подходе не влияет на выбор ти-
па сооружения для бурения разведочных или
эксплуатационных скважин.
При разработке основных принципов ос-
воения нефтегазовых месторождений шельфа
учитывают только главные гидрометеороло-
гические факторы морского района, позволя-
ющие выбрать принципиальные типы техни-
ческих средств и сооружений для проведения
поисково-разведочных и эксплуатационных
работ. Для этого достаточно иметь данные о
глубине моря, продолжительности межледо-
вого периода, а также глубине бурения разве-
дочных скважин. Принципиальные типы объ-
ектов обустройства и эксплуатации нефтега-
зовых месторождений шельфа, среди которых
находятся нефтегазопромысловые гидротех-
нические сооружения, зависят от глубины мо-
ря и ледовых условий. Кроме того, для изго-
товления элементов конструкций и строи-
тельства соответствующих сооружений учи-
тывают наличие береговых инфраструктур.
Известно, что к морским сооружениям
для разведочного бурения предъявляются
требования высокой мобильности. В услови-
ях мелководья незамерзающих морей нужны
передвижные погружные сооружения с отно-
сительно небольшой осадкой. В некоторых
случаях приходится использовать искусст-
венные насыпные островные сооружения.
В практике строительства нефтяных и
газовых скважин в море геологоразведочное
бурение производят с плавучих буровых
средств: буровых судов, барж, плавучих ус-
тановок самоподъемного, полупогружного и
погружного типов (рис. 20.2).
Основными факторами, влияющими
на выбор типа буровых плавсредств, явля-
ются способ их установки над скважиной в
процессе бурения (опирающиеся при буре-
нии на морское дно и производящие бурение
в плавучем состоянии) и глубина моря на ме-
сте бурения.
К первой группе относят плавучие бу-
ровые установки самоподъемного и погруж-
ного типов, а ко второй - полупогружные бу-
ровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС).
СПБУ имеют большие корпуса, запас
плавучести которых обеспечивает буксиров-
ку установки к месту работы с необходимым
технологическим оборудованием, инстру-
ментом и материалами. Опоры при букси-
ровке подняты, а на точке бурения опоры
опускаются на дно и задавливаются в грунт, а
корпус поднимается по этим опорам на тре-
буемую расчетную высоту над уровнем моря.
Погружные установки применяют в ра-
боте на мелководье. В результате заполне-
ния водой нижних водоизмещаемых корпу-
сов либо стабилизирующих колонн они уста-
навливаются на морское дно. Рабочая плат-
форма как в процессе бурения, так и при
транспортировке находится над поверхнос-
тью воды. ППБУ и БС в рабочем состоянии
находятся на плаву и удерживаются с помо-
щью якорных систем или системы динами-
ческой стабилизации.
Самоподъемные плавучие буровые ус-
тановки (СПБУ) применяют преимуществен-
но в разведочном бурении на морских неф-
тяных и газовых месторождениях в аквато-
риях с глубинами вод 30-120 м.
ППБУ применяют в разведочном буре-
нии на морских нефтяных и газовых и мес-
торождениях в акваториях с глубин 90-100
м, когда использование СПБУ становится
экономически не оправданным, до глубин
200-300 м и более.
Удаление районов буровых работ от бе-
реговых баз, сложность и малая скорость
буксировки, а также небольшая автоном-
ность снижают эффективность использова-
ния полупогружных буровых установок. По-
этому для поискового и разведочного буре-
ния в отдаленных районах, а также при стро-
ительстве скважин в глубоководных аквато-
риях применяют буровые суда.
1 22
Рис. 20.2. Морские нефтегазопромысловые сооружения поисково-разведочного бурения на незамерзаю-
щих (а) и замерзающих (6) морях:
/ - грунтовые искусственные острова (до бы): / - грунтовый остров, 2 - вышка. 3 - технологическая площадка; II - погружные буровые суда
(до 15 м): I - буровое судно, погружаемое на дно, 2 - вышка, 3 - вертолетная площадка; /// - самоподъемные плавучие буровые установки
(до 100 м): / - буровая установка, 2 - вышка, 3 - технологическое оборудование, 4 - палуба; IV - полупогружные буровые установки: 1 -
плавучая буровая установка, 2 - вышка, 3 - палуба, 4 - понтоны, 5 - ствол скважины; V - буровые суда: / - судно, 2 - вышка, 3 - вертолетная
площадка. 4 - ствол скважины (райзер); V! - ледовые искусственные острова (до 5 м): I - ледовый искусственный остров, 2 - вышка, 3 -
технологическое оборудование; VII - ледовые искусственные острова (5 - 10 ы): / - грунтовый остров с каменными откосами, 2 - вышка,
3 - технологическая площадка, 4 - каменные откосы; VIII - погружные буровые установки на насыпной берме с ледозащитным устрой-
ством (10-20 м): 1 - буровая установка, 2 - вышка, 3 - ледозащитное устройство, 4 - насыпная берма; IX - погружные ледостойкие
платформы (20 - 40 м): 1 - платформа, 2 - балласт, 3 - вышка, 4 - вертолетная площадка, 5 - насыпная берма; X - ледостойкие плавучие
буровые установки (20 - 60 м): I - платформа на натяжных опорах, 2 - вышка, 3 - палуба, 4 - ледорез, 5 - натяжные тросы; XI - ледовые
платформы: / - платформа на поверхности ледового поля на море, 2 - вышка, 3 - ствол скважины
В незамерзающих морях на глубинах до
5 м используют островные сооружения (рис.
20.3), соединенные между собой грунтовыми
дамбами, на глубинах от 5 до 40 м, если мес-
торождение расположено ближе к береговой
зоне, лучше работают эстакадные сооруже-
ния с приэстакадными площадками.
В мелководных зонах замерзающих мо-
рей при глубине моря до 5 м экономически
целесообразно использовать ледовые остро-
ва, а до Юм- искусственные грунтовые ост-
рова. С увеличением глубин становится воз-
можным использовать специальные пере-
носные или передвижные погружные уста-
новки, размещенные на насыпной берме. В
условиях припайного льда, где подвижки ог-
раничены, следует применять ледовые плат-
формы. Общие схемы приведенных выше
технических средств для поисково-разве-
дочного бурения приведены на рис.20.2.
Бурение и эксплуатацию нефтегазовых
месторождений в условиях замерзающих
морей проводят с помощью МНГС.
При наличии карьеров крупнозернисто-
го песка (гравия, камня) наиболее доступны-
ми в исполнении для глубин моря до 5 м явля-
ются искусственные островные сооружения с
неукрепленными откосами, соединенными
между собой и берегом грунтовыми дамбами.
Для глубин моря до 300 - 350 м предла-
гают свайные или гравитационные стацио-
нарные платформы. В зависимости от бере-
говых промышленных инфраструктур, они
могут быть как металлическими, так и желе-
зобетонными. Применение стационарных
платформ на глубинах более 200 м рента-
бельно только для наиболее крупных высо-
кодебитных месторождений.
Освоение более глубоководных место-
рождений требует создания новых типов
стационарных платформ с подводными по-
плавками-понтонами или на натяжных опо-
рах. По экспертным оценкам, их можно ис-
пользовать для проведения работ на глуби-
нах до 500 м.
Последующий этап научно-техничес-
кого прогресса в данной области будет свя-
зан с разработкой целого комплекса техни-
ческих средств, необходимых для создания
донного промысла, без которого освоение уг-
леводородных ресурсов шельфа на глубинах
более 500 м невозможно.
В настоящее время, так же, как и при
проведении геологоразведочных работ, сло-
жилась следующая практика эклассифика-
ции месторождений в зависимости от глуби-
ны моря [2]:
- прибрежные участки, удаленные от
берега до 2 км, с помощью наклонно направ-
ленных скважин, бурящихся с суши;
- месторождения, расположенные на
небольшом расстоянии от берега и в мелко-
Рис. 20.3. Морские нефтегазопромысловые сооружения поисково-разведочного бурения на незамерзаю-
щих (а) и замерзающих (б) морях:
/ - грунтовые искусственные острове (до 20 м): / - грунтовый остров с укрепленными откосами, 2 - технологическое оборудование, 3 -
вышка, 4 - вертолетная площадка; // - грунтовые дамбы с площадками (до 30 м): I - вышка, 2 - дамба, 3 - технологическая площадка;
/// - эстакады с площадками (до 40 и): / - эстакада, 2 - вышка, 3 - технологическая площадка; IV - свайные стационарные платформы (до
300 м): I - опорный блок, 2 - вышка, 3 - палуба; V- тендерное судно с малогабаритной платформой (до 300 м): / - платформа, 2 - вышка,
3 - судно; VI - гравитационные стационарные платформы (до 350 м): I - многоопорная платформа, 2 - вышка, 3 - палуба; VII -
глубоководные платформы с подводными поплавковыми понтонами (400 м): 1 - опорный блок, 2 - вышка, 3 - палуба, 4 - поплавковые
понтоны; VIII - платформы на натяжных опорах (до 500 м): / - платформа, 2 - палуба, 3 - натяжные тросы, 4 - свайные крепления ко дну
моря; IX - сооружение подводных промыслов (более 500 м): / - подводный аппарат для обслуживания скважин, 2 - устье скважин с
подводным заканчиванием; X - ледостойкие грунтовые искусственные острова (до 10 м): I - остров с каменными откосами, 2 - вышка,
3 - технологическая площадка, 4 - каменные откосы; XI - тоннели и шахты (до 10 м): / - шахта, 2 - тоннель, 3 - устье скважины; XII -
ледостойкие свайные стационарные платформы (до 30 м): 1 - комбинированная платформа-монопод свайно-гравитационного типа, 2 -
вышка, 3 - палуба, 4 - ледорез, 5 - фундаментный модуль, 6 - сваи; XIII - ледостойкие гравитационные платформы (20 - 60 м): I -
платформа конусно-гравитационного типа, 2 - палуба, 3 - ледорез; XIV - тендерное судно с малогабаритной ледостойкой стационарной
платформой (40 - 60 м): / - опорный блок, 2 - ледорез, 3 - вышка, 4 - палуба, 5 - тендерное судно; XV - сооружение подводных промыслов
(> 100 м): / - подводный аппарат для обслуживания скважин, 2 - устье скважины с подводным заканчиванием
водных зонах до глубины 35-60 м с насып-
ных дамб или эстакад с приэстакадными
площадками;
- залежи, находящиеся на морских глу-
бинах до 60 м либо с отдельных оснований
(платформ), либо с металлических и железо-
бетонных дамб и эстакад;
- месторождения, расположенные на
больших глубинах (более 60 м) с отдельных
металлических или гравитационных желе-
зобетонных оснований (платформ) различ-
ных конструкций, а также с помощью сква-
жин с подводным расположением устья.
Изложенные выше принципиальные
предложения по основным типам и опреде-
лению области применения нефтегазопро-
мысловых сооружений для освоения шельфа
схематично представлены на рис. 20.3.
Кроме рассмотренных типов сооруже-
ний, возможны и комбинированные, напри-
мер, сочетание малогабаритного бурового ста-
ционарного основания с тендерным судном,
что экономически выгодно (по сравнению с
другими методами) при бурении и заканчива-
нии от 4 до 10 эксплуатационных скважин,
причем с одного основания сравнительно не-
большого размера и малой стоимости.
В акваториях замерзающих морей, где
межледовый период достаточен для бурения
разведочных скважин, поисково-разведоч-
ные работы осуществляют с помощью техни-
ческих средств, приведенных на рис. 20.2, а в
морях с тяжелыми ледовыми условиями (т.е.
с коротким межледовым периодом) - круглый
год с использованием ледостойких нефтега-
зопромысловых инженерных сооружений.
Выбор схемы обустройства конкретно-
го морского нефтегазового месторождения
осуществляют на основе системного подхо-
да, обеспечивающего взаимосвязь между по-
тенциальными возможностями нефтегазо-
добывающей, машиностроительной, судост-
роительной, строительной и других отрас-
лей отечественной промышленности, а так-
же иностранных фирм.
Следует отметить, что создание каждого
из типов нефтегазопромысловых инженер-
ных сооружений, приведенных выше, являет-
ся самостоятельным крупным научно-техни-
ческим направлением в морском гидротехни-
ческом строительстве и судостроении.
Литература
1. Скрыпник С.Г. Техника для бурения
нефтяных и газовых скважин на море. - М.:
Недра, 1989.
2. Вяхирев Р.И., Калинин Б.А., Мирзоев
Д.А. Обустройство и освоение морских нефте-
газовых месторождений. - М.: Изд-во Акаде-
мии горных наук, 1999.
частьи
же» ми
РАЗВИТИЕ ПРОИЗВОДСТВА УСТАНОВОК
ГЛУБОКОГО БУРЕНИЯ В РОССИИ
Производство бурового оборудования в на-
шей стране было начато в послевоенные годы на
Уралмаше. В ноябре 1945 г. было выпущено три
комплекта бурового оборудования, а в 1948 г.
объем производства уже достиг 298 комплектов.
Это оборудование представляло собой набор бу-
ровых машин, который в условиях эксплуатации
доукомплектовывался буровыми вышками, осно-
ваниями, укрытиями и другими компонентами.
В конце 40-х годов было освоено производ-
ство комплектов бурового оборудования типа
«5Д», «ЗД» с дизельным приводом, а в начале 50-х
годов - типа «6Э» и «4Э» на базе привода перемен-
ного тока.
Эти типы оборудования в дальнейшем со-
ставили основную часть парка буровых устано-
вок, который обеспечил разведку и освоение но-
вых месторождений в СССР. Разработчиком этого
оборудования занималось конструкторское бюро
нефтепромыслового оборудования Уралмашзаво-
да. В марте 1960 г. оно было преобразовано в отдел
главного конструктора буровых установок (ОГК
БУ), руководителем которого стал В.В.Рудоиска-
тель. С этой даты начинается летоисчисление
уникального конструкторского коллектива.
Г.Б.Карапетян, К.А.1Ълубков, Г.В.Алексеевский,
М.И.Анфимов, Л .А. Ефимов, Д.И.Беренов, С.В.Зво-
рыкин, Л.К.Грабовский, А.Д.Яровой, В.В.Тары-
нин, А.Ф.Алексеева, С.М.Лиренман, М.З.Козлов,
Н.В.Станков, М.М.Марек, В.Н.Гфамолин, В.И.Вла-
димиров, Л.Н.Горонович и многие другие сотруд-
ники ОГК БУ внесли значительный вклад в разви-
тие отечественного бурового машиностроения.
Конструктивные решения, заложенные в пе-
речисленные типы оборудования, в определенной
степени были заимствованы из военной техники,
которая производилась на Уралмаше в годы вой-
ны. Так, например, прототипом зубчатой коробки
скоростей привода лебедки была коробка скоро-
стей трансмиссии танка Т-34, а в качестве привод-
ных двигателей использовалась модифицирован-
ная конструкция танкового двигателя, т.е. дизеля
типа «В2». При этом в построении кинематики при-
вода бурового оборудования была учтена и специ-
фика технологии бурения. Независимую скорость
подъема незагруженного элеватора с оперативной
муфтой включения можно отнести к категории
«классических» решений в построении кинематики
привода подъемной части буровых установок.
Простота конструктивного исполнения, вы-
сокая надежность основных узлов бурового обо-
рудования типа «ЗД» и «4Э» обеспечили им самый
высокий жизненный цикл по сравнению со всеми
известными видами бурового оборудования, вы-
пускаемого в СССР и России. До настоящего вре-
мени продолжают поступать на завод заказы на
наборы бурового оборудования типа «НБО-Д» и
«НБО-Э», прототипами которых были «ЗД» и «4Э».
Логическим результатом повышенного
спроса буровых предприятий на буровое обору-
дование «ЗД» и «4Э» стало создание комплектных
буровых установок «ЗД-76» и «4Э-76», а позднее
- «ЗД-86» и «4Э-86», в основе которых были ис-
пользованы базовые узлы и агрегаты бурового
оборудования «ЗД» и «4Э».
В начале 60-х годов были разработаны и
переданы в производство первые комплектные
буровые установки, которые имели шифр «125
БД» и «125 БЭ» и предназначались для бурения
скважин глубиной до 4000 м.
С начала 60-х годов и до настоящего време-
ни инженерами Уралмаша было разработано бо-
лее 60 типов буровых установок, целый ряд кото-
рых были уникальными как по своим техничес-
ким параметрам, так и конструктивному испол-
нению. Всем известны установки д ля сверхглубо-
кого бурения Уралмаш 15000. В начале 90-х го-
дов одна из них стала мировым рекордсменом,
пробурив на Кольском полуострове скважину
глубиной 12060 метров. До настоящего времени
этой рекордной глубины никто в мире так и не до-
стиг. В 70-80-х годах был создан типоразмерный
ряд комплектов оборудования для оснащения
стационарных, самоподъемных, полупогружных
морских платформ, а также буровых судов.
Создание уникальных установок для буре-
ния на суше и море способствовало развитию
принципиально нового направления в приводе
постоянного тока основных исполнительных ме-
ханизмов буровых установок. Начиная с устано-
вок д ля сверхглубокого бурения типа БУ 300Э, БУ
15000, и в дальнейшем на установках БУ
6500/400 ЭР-1 и ДЭР-1, БУ 8000/500 ЭР и других
приводные двигатели стали использоваться в ре-
жиме торможения при спуске бурильных и обсад-
ных колонн, то есть электродвигатели стали вы-
полнять функцию тормозных машин, а в послед-
них разработках и функцию автоматической по-
дачи долота на забой. Такое решение способство-
вало упрощению кинематики и конструктивного
исполнения, повышению надежности, снижению
массы и габаритов подъемной части буровых ус-
тановок, что принципиально изменило характер
управления процессом бурения. Существенно об-
легчился труд бурильщика. С пульта бурильщика
стало возможным управлять практически всеми
технологическими операциями бурения, в том
числе операциями при спуске и подъеме инстру-
мента. Сейчас на базе этих достижений разраба-
тывается типоразмерный ряд буровых лебедок
типа «ЭТ». За рубежом, в частности в США, эти
технические решения были по достоинству оце-
нены, и многие зарубежные фирмы-производите-
ли бурового оборудования начали создавать буро-
вые лебедки по аналогичной схеме.
В 60-х годах производство буровых устано-
вок для бурения неглубоких нефтегазовых сква-
жин (до 2000 м) было размещено на производст-
венном объединении «Баррикады» (г. Волгоград),
а в начале 80-х годов из его состава был выделен
Волгоградский завод буровой техники.
В 80-х годах на Уралмаше для освоения мес-
торождений Западной Сибири были созданы ус-
тановки кустового бурения типа «3000 ЭУК». Эше-
лонное исполнение этих установок позволило со-
кратить трудоемкость передвижки на новую точ-
ку бурения и, соответственно, резко повысить
объем проходки на установку в календарном году,
особенно на кустах с большим числом скважин.
Технические решения, заложенные в эшелонном
исполнении, стали основой для создания устано-
вок в блочно-модульном исполнении, которые
сейчас активно внедряются при освоении новых
месторождений Западной Сибири и других регио-
нов России.
Новый этап развития отечественной буро-
вой техники начался в конце 90-годов. Наметив-
шаяся тенденция к оздоровлению экономики Рос-
сии, рост активности буровых подрядчиков в ос-
воении новых месторождений нефти и газа спо-
собствовали росту спроса на буровое оборудова-
ние. Распределение рынка бурового оборудова-
ния между его производителями, включая и зару-
бежные фирмы, стало зависеть от быстроты фор-
мирования и привлекательности предложений на
поставку как комплектных буровых установок,
так и их компонентов, включая и запчасти. Важ-
нейшим условием для решения этой задачи стала
разработка проектов, наиболее полно отвечаю-
щих требованиям заказчиков. В 1998-2001 гг. в
результате реорганизации корпорации «Объеди-
ненные машиностроительные заводы» из состава
Уралмашзавода была выделена фирма ОМЗ-Неф-
тегазовое оборудование (ОМЗ-НГО), специализи-
рующаяся на разработке и реализации нефтега-
зового бурового оборудования. Создание специа-
лизированной фирмы позволило в короткие сро-
ки освоить производство широкого перечня вы-
сокоэффективных буровых установок в блочно-
модульном исполнении: БУ 3900/225 ЭК-БМ, БУ
2500/160 ДП-БМ и ДЭР-П, БУ 2900/175 ДЭР и др.
Для повышения конкурентоспособности
комплектных буровых установок были разработа-
ны и освоены в производстве новые виды бурово-
го оборудования. К наиболее сложным и дорого-
стоящим видам следует отнести системы верхне-
го привода и ЦС. Например, система верхнего
привода грузоподъемностью 320...500 т стоит на
мировом рынке 1200...1600 тыс. долларов США.
В зависимости от комплектности стоимость ЦС
может составлять до 35 % от стоимости полно-
комплектной буровой установки. Привлекатель-
ность современных ЦС состоит не только в значи-
тельном повышении эффективности процесса бу-
рения, но и возможности выполнения жестких
требований по защите окружающей среды от воз-
действия отходов при строительстве скважин.
Важное место в разработке новых видов оборудо-
вания занимает совершенствование системы уп-
равления буровой установкой. Применение регу-
лируемого привода на постоянном токе и пере-
менном с частотным регулированием создало
предпосылки для внедрения систем управления
на базе микропроцессорной техники.
В условиях рынка неотъемлемой частью
решаемых задач по повышению качества выпус-
каемого оборудования и его привлекательности
для заказчика является сертификация продук-
ции, особенно по международным стандартам.
Буровое оборудование ОМЗ-НТО в 2001 г. прошло
аттестацию и получило сертификаты на соответ-
ствие стандартам Американского нефтяного ин-
ститута (АНИ) Spec 4F, 8А, 8С, 7К и нормам ISO
9001 в области проектирования и производства
базовых видов бурового оборудования и сооруже-
ний (буровые вышки, насосы, вертлюги).
Развитие техники представляет собой не-
прерывный процесс. Разработка нового проекта -
это только первый шаг в создании конкуренто-
способного оборудования. За ним следует более
сложный и трудоемкий процесс, т.е. модерниза-
ция по результатам эксплуатации, унификация
сборочных единиц, совершенствование техноло-
гии изготовления. Именно на этом этапе форми-
руется неформальное знание, которое представ-
ляет собой «ноу-хау» и является основой для даль-
нейшего совершенствования выпускаемого обо-
рудования. Отечественное буровое машинострое-
ние имеет богатые научные и инженерные тради-
ции. Современное поколение российских ученых
и инженеров является достойным продолжателем
дела своих предшественников и учителей. Свиде-
тельством тому являются образцы современного
оборудования, описанию которого и посвящена
данная часть и книга.
ОРГАНОСТРУКТУРА И КЛАССИФИКАЦИЯ
БУРОВЫХ УСТАНОВОК
Буровая установка - это техническая
система, включающая комплекс наземного
технологического оборудования, которая,
взаимодействуя с буровым инструментом и
другими техническими системами, осуще-
ствляет технологический процесс строи
тельства скважины.
Состав узлов буровой установки, их кон-
струкция определяются назначением сква
жины, условиями и способом бурения. По на-
значению установки, применяемые для раз-
ведки и разработки месторождений нефти и
газа, подразделяются на следующие группы:
1. Установки для эксплуатационного и
глубокого разведочного бурения.
2. Установки для структурного и поис-
кового бурения.
3. Агрегаты для освоения, испытания и
ремонта скважин.
Рис.2.1. Общий вид установки глубокого бурения:
1 - кронблок; 2 - вышка; 3 - комплекс механизации спуско-подъемных операций АСП; 4 - талевый блок;
5 - автоматический элеватор; 6 - вертлюг; 7 - подсвечники для труб; 8 - укрытие буровой площадки;
9 - буровая площадка; 10 - приемный мост со стеллажами и наклонным желобом; 11 - буровая лебедка;
12 - буровой насос; 13 - циркуляционная система; 14 - укрытие насосного блока; 15 - основание; 16 - пульт
управления; 17 - ротор; 18 - вспомогательная лебедка
Общий вид установки для эксплуатаци-
онного и глубокого разведочного бурения
приведен на рис. 2.1. В состав буровой уста-
новки входит большое количество машин,
механизмов, комплексов машин и сооруже-
ний, которые объединяются по функцио-
нальному признаку в органы. В конструкции
практически любой машины, в том числе и
бурового комплекса, могут быть выделены
следующие группы органов: основные ис-
полнительные органы, вспомогательные,
энергетические (привод), органы управле-
ния и информации (связи).
Основные исполнительные органы
предназначены для выполнения основных
операций технологического процесса строи-
тельства скважины (разрушение забоя, очи-
стка забоя, крепление ствола, проведение
спуско-подъемных операций).
К вспомогательным отнесены орга-
ны, предназначенные для выполнения вспо-
могательных операций (монтаж, перевозка,
механизация работ) и функций (размещение
оборудования, освещение, обогрев).
Энергетические органы обеспечивают
привод основных и вспомогательных органов.
К ним относятся двигатели и трансмиссии.
Органы информации позволяют вести
контроль за параметрами работы механиз-
мов основных, вспомогательных и энергети-
ческих органов, а также за ходом технологи-
ческого процесса бурения.
Органы управления позволяют осу-
ществлять ручное и автоматизированное уп-
равление основными и вспомогательными
органами, выбор рациональных режимов
выполнения технологических операций про-
цесса бурения.
Органы, как правило, представляют со-
бой достаточно сложные технические систе-
мы, состоящие из комплексов механизмов.
Объединение отдельных механизмов в орга-
ны буровой установки производится по
принципу их участия в выполнении кон-
кретной технологической операции. В связи
с этим одни и те же механизмы установки
могут быть составной частью нескольких ор-
ганов. В частности, буровая лебедка входит
в состав как основных, так и вспомогатель-
ных органов, так как при бурении осуществ-
ляет регулирование подачи бурового инстру-
мента, выполняет спуск и подъем инстру-
мента, а при монтаже используется для
подъема вышки.
На рис. 2.2 приведена органоструктура
буровой установки, на которой показано
взаимодействие органов буровой установки,
их взаимосвязь с технологическим процес-
сом строительства скважины и некоторыми
внешними техническими системами.
В теории технических систем важным
этапом построения органоструктуры являет-
ся определение объекта, с которым взаимо-
действует (совершает технологические опера-
ции) техническая система. Таким объектом в
данном случае является массив горных
пород, с которым взаимодействуют через бу-
ровой инструмент органы буровой установки
Человек-
оператор
Органы управления
Источники
энергии и
вещества
Энергетические
органы
д
Тр
I тс
Оборудование для
цементирования
Оборудование для
исследований
Транспорл
Массив горных пород
Органы информации
КРМ I КПБ "
if । U--T
Вспомогательные органы
БС ОМД' ОМВо| ТБ СЖ
Основные исполнительные органы БУ
СО
] СПК I СОЗ
Технологические процессы проходки скважины
Геолого-
технические
и географо-
экономические
условия
строительства
скважины
Буровой инструмент
Ствол скважины
Информация о полезном
ископаемом и условиях
-энергия;
информ щи я;
-вац ест ю
залегания
Рис. 2.2. Органоструктура буровой установки:
СО - силовые органы; СПК - спуско-подъемный комплекс; СОЗ - система очистки забоя; БС - буровые
сооружения; ОМД - органы монтажа и демонтажа; ОМВО - органы для механизации вспомогательных
операций; ТБ - транспортная база; СЖ - система жизнеобеспечения; Д - двигатель; Тр - трансмиссия; КРМ
- контроль работы механизмов; КПБ - контроль процесса бурения
Таблица 2.1
Таблица соответствия органов органоструктуры и узлов (механизмов) буровой установки
глубокого бурения
Группы органов Функция (техноло- гический процесс и подпроцесс) Органы в органо- структуре БУ Узлы и механизмы буровой установки Скважинное оборудование
Исполнительные органы А. Разрушение породы на забое Силовые органы (СО): Вращатель Механизм подачи Буровой насос Ротор, регулятор подачи долота (РПДЭ), лебедка, талевая система, вышка, буровой насос, вертлюг Бурильные трубы (БТ), породораэрушающий инструмент (ПРИ), забойный двигатель
Б. Удаление продуктов разрушения: Система очистки забоя (СОЗ): Буровой насос, манифольд, циркуляционная система БТ, ПРИ, обсадные трубы (ОТ)
Б1 .Приготовление очистного агента Система приготовления очистного агента Устройства приготовления и хранения раствора и реагентов циркуляционной системы -
Б2.Обеспечение циркуляции агента в скважине (промывка) Система подачи агента в скважину и отвода от устья Буровой насос, вертлюг, манифольд, растворопровод
БЗ. Очистка очистного агента от шлама, газа Система очистки очистного агента Устройство очистки бурового раствора циркуляционной системы
В. Спуско- подъёмные операции: Спуско-подъемный комплекс(СПК) Комплекс механизации СПО
В1. С бурильными трубами СПК для бурильных труб Лебёдка, талевая система, ротор, клиновой захват, элеватор, механизмы свинчивания - развинчивания и складирования труб. БТ, инструмент для направленного бурения,аварийный инструмент.
В2. С обсадными трубами СПК для обсадных труб Лебёдка, талевая система, ротор, элеватор для обсадных труб, спайдер, ключи для обсадных труб Колонна обсадных труб
Энерге- тические органы Привод основных исполнительных и вспомогательных органов Двигатели (Д), трансмиссия (Тр) Двигатели внутреннего сгорания, электродвигатели, гидро- пневмодвигатели, муфты, зубчатые, цепные, клиноременные передачи. Силовая пневмо- и гидросистема, электропривод. Забойные двигатели.
Вспомогательные органы Выполнение вспомогательных функций:
А. Размещение оборудования Монтажная база, буровые сооружения (БС) Металлоконструкции: буровая вышка (мачта), основания, каркасы укрытий
Б.Транспортировка Транспортная база (ТБ) Механизмы передвижения, транспортные блоки и транспортные средства Устройства для перевозки бурового инструмента
В. Подготови- тельные работы к бурению: монтаж, демонтаж, погрузка- разгрузка и механизация работ Оборудование для механизации вспомогательных операций (ОМВО) Устройство для монтажа оборудования и механизации: мост приемный механизированный, краны консольно-поворотные,тали, вспомогательная лебедка, канатная лебедка, домкраты, гидро- и пневмоцилиндры Бурильные,обсадные трубы и буровой . инструмент
Г. Обеспечение безопасных условий труда(обеспечение жизнедеятельности) Система жизнеобеспечения (СЖ) Система освещения, водоснабжения, отопления, вентиляции, эвакуации. Укрытия. Анализаторы и сигнализаторы опасных ситуаций
Органы управ- ления Управление работой механизмов Органы управления Системы пневмоуправления; электроуправления Управляемые забойные двигатели и компоновки
Органы инфор- мации Получение информации о параметрах и показателях процесса бурения и работы механизмов Система контроля процесса бурения (КПБ); система контроля работы механизмов (КРМ) Датчики, показывающие приборы, информационно- измерительной системы контроля процесса бурения и работы механизмов буровой установки. Телеметрическая забойная система
с целью выполнения основных технологичес-
ких операций: разрушение забоя, очистка за-
боя и скважины от шлама, выполнение СПО,
крепление ствола и т.д.
В соответствии с предлагаемой органост-
руктурой, основными исполнительными орга-
нами буровой установки являются органы, ко-
торые выполняют основные технологические
операции строительства скважины:
- силовые органы;
- система очистки забоя и скважины;
- спуско-подъемный комплекс.
К вспомогательным органам отнесены:
- буровые сооружения, предназначенные
для размещения практически всех узлов и
механизмов;
- органы монтажа и демонтажа, позволя-
ющие осуществлять механизацию операций
монтажа буровой установки;
- транспортная база, предусматриваю-
щая возможность транспортирования как
установки в целом,’так и ее отдельных бло-
ков-модулей;
- система жизнеобеспечения, предназ-
наченная для создания безопасных, ком-
фортных условий труда.
Органы информации представлены ин-
формационно-измерительной системой кон-
троля процесса бурения и работы механиз-
мов буровой установки, включающей датчи-
ки и средства отображения информации.
В табл. 2.1 приведено описание конст-
рукции буровой установки, где представлены
функции органов, а также механизмы и соору-
жения, входящие в состав буровой установки.
Классификация
буровых установок
В настоящее время все установки для бу-
рения скважин на нефть и газ классифициру-
ются преимущественно по двум признакам:
назначение и главный параметр: глубина
скважины и допустимая нагрузка на крюке.
Кроме этих параметров часто указывается
способ бурения, способ транспортирования
установки, тип конструкции наиболее значи-
мых органов, механизмов и сооружений. Ис-
ходя из этого, ниже приводится классифика-
ция всех установок по четырем классифика-
ционным признакам: назначение установки,
способ бурения, конструкция и параметры
(табл. 2.2). В таблице систематизируется ин-
формация о назначении, применяемых спосо-
бах бурения, вариантах конструкций и пара-
метрах различных буровых установок, приме-
няемых при разведке и эксплуатации место-
рождений нефти и газа.
Анализ конструкций установок, приме-
няемых для бурения глубоких разведочных и
эксплуатационных скважин, показал, что их
конструкции отличаются друг от друга пре-
имущественно по типу привода и способу
транспортирования. Однако в последние го-
ды начинают интенсивно разрабатываться
новые установки, реализующие другие спосо-
бы бурения: непрерывная (гибкая) труба, об-
ратная промывка, совмещение процессов
проходки ствола и крепления трубами. При-
менение новых технологий требует измене-
ния конструкций исполнительных органов. В
частности, традиционный роторный враща-
тель постепенно замещается подвижным вра-
щателем (верхним приводом), ведутся разра-
ботки гидравлических подъемников и т. д.
Предлагаемая для классификации уста-
новок морфологическая таблица позволяет
описать практически все возможные вариан-
ты установок, в том числе и те, в которых бу-
дут реализованы новые, пока еще неизвест-
ные технологии и технические средства.
Пример описания:
1. Буровая установка для кустового бу-
рения глубоких разведочных и эксплуатаци-
онных скважин на суше.
2. Способ бурения: вращательный с пря-
мой промывкой, с поинтервальным крепле-
нием обсадными трубами после проходки ин-
тервала. Выполнение СПО осуществляется
свечами (секциями труб). Бурение произво-
дится с отбором керна. Транспортирование
агрегата крупными блоками (с куста на куст)
или моноблоком между скважинами в кусте.
3. Конструктивное исполнение органов:
вращатель - роторный или турбобур; меха-
низм подачи - канатный с приводом от бара-
бана лебедки (РПДЭ) ; подъемный механизм
-лебедка с талевой системой; устройство для
очистки забоя - гидравлическая циркуляци-
онная система (насос, манифольд подачи, си-
стема приготовления и очистки растворов);
привод - электрический; мачта - секционная,
А-образная; компоновка - блочно-модульная.
4. Плавный параметр: грузоподъем-
ность - 3200 кН.
По главному параметру буровые установ-
ки, в соответствии с ГОСТ 16293-89, подразде-
ляются на 11 классов в зависимости от грузо-
подъемности и условной глубины бурения. Ти-
поразмерный ряд приведен в табл. 2.3.
функционально-структурная классификация установок для бурения скважин на нефть и газ
289
Таблица 2.2
Классификации Классификацией- Альтернативные варианты
ный признак 1 II III IV V
1 .Основная функция (класс БУ) Назначение установки Бурение поисковых скважин (сейсморазведка, структурно - картировочное бурение) развед^чщ^^' яК*- Бурение глубоких разведочных и эксплуатационных скважин на море Бурение вспомогательных и специальных скважин Ремонт, освоение, испытания и восстановление скважин
Расположение и профиль скважины Одиночные ^устовые ' _ Многозабойные (в т.ч. с боковыми Стволами)
Разрушение забоя ярящяуалыный _ - уДаРНЬ|И Ударно- вращательный Г идромониторный Пенетрационный
2. Способ Очистка забоя flp ня -Ь Об_„тная П Ь1В ра ром ка Трупам*'1’ Прямая продувка Шнеками Желонками (колонковой трубой)
выполнения основных операций технологического Крепление ствола - Без крепления трубами
процесса (ряд БУ) Выполнение СПО - р* — Керн . г - -г **• Канат Рукав (шланг- кабель) Комбинированный
Отбор проб ШЛдМ По ижнь|й_ 1 ВидьовС|1'1 л яте _Пластовый флюид
Транспортирование БУ Мои5$——щ.———— -Мелкими блоками
Вращатель 1
Забойный двигатель Турчтный с Кан 1Тнь1Й сьигаво^— -Электробур Г идроударник Пневмоударник
Механизм подачи отнаДг,о,|и при р дам Ги™опдъ ин,йк§ Канатно-цепной Гидроцилиндр
3.Конструкция исполнительных Подъёмный механизм Л'ЗСм ****-' ЬЯЙЬоИ ГИ Др0ЦИ М с П(дрмат "Д ия Комбинированный Инжектор и барабан
органов для выполнения основных операций технологического процесса (конструктивный тип БУ) Устройство для очистки забоя лрИ№ подачи* - ОЧИЦПфЩ^уд^ и 1"?ая2’ 'кда) циевуЛяциеская сиРкема(кОнн^,е соСТсиСТеомпогР- очР,тки вомапа,ачи сиисема здух пьРт п°дав ия) п лен' Шнековая очистка (шнеки, вращатель) Очистка контейнерами (желонка или колонковая труба и спуско-подъёмный комплекс) Вдавливание в стенки скважины (буровой инструмент и механизм подачи)
Привод 1 - - H W. бя Ди ел ный — з п Ге ск%и _ ая r Дизель- -электрический Дизель- гидравлический
Мачта _Неразборная Секционная
Компоновка ^^ну1 С1 ° . ' ь Ь* -— ло • “jjL-наа
Ди метР ск„ н а 63X1/1 ы Гл нь|Ь п ет
4.Параметры Главный гРуа "ддьамность_ . L11H и- Т°С, — Г лубина скважины Угол наклона скважины
(типоразмер БУ) Основные с МО К M0RMuX "'ан вньг Ц^хля ВОг , Г„гГ1С НГ осаВвныхпарамоРы Ярнведо^а-в--- Габариты Масса
признаки, характеризующие устан
БУРОВЫХ УСТАНОВОК
290
Параметры буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения (по ГОСТ 16293-89)
Таблица 2.3
Параметры Класс буровых установок
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Допускаемая нагрузка на крюке, кН 800 1000 1250 1600 2000 2500 3200 4000 5000 6300 8000
Условный диапазон глубин бурения, м 600- 1250 1000- 1600 1250- 2000 1600- 2500 2000- 3200 2500- 4000 3200- 5000 4000- 6500 5000- 8000 6500- 10000 8000- 12500
Наибольшая оснастка талевой системы 4x5 5x6 6x7 7x8
Диаметр талевого каната, мм 22; 25 22; 25; 28 25; 28 28; 32 32; 35 35; 38 38; 42 42;44
Скорость подъема крюка при расхаживании обсадных колонн и ликвидации аварий, м/с 0,1 -0,2
Скорость установившегося движения при подъеме незагруженного элеватора, м/с, не менее 1,5 1,4
Мощность на приводном (входном) валу подъемного агрегата, кВт 200- 240 240- 300 300- 440 440- 550 550- 670 670- 900 900- 1100 1100- 1475 1475- 2200 2200- 2950 2500- 2950
Проходной диаметр стола ротора, мм 460; 560 320,7; 560 560 700 950 1260
Мощность на приводном валу ротора, кВт, не более 180 180- 370 370 440 500 540
Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, кН 2000 3200 4000 5000 6300 8000
Момент, передаваемый столом ротора, кНм, не более 30 50 80 120 180
Число основных буровых насосов, не менее 1 2 3
Мощность привода бурового насоса, кВт 300; 375 475 475; 600;750 600;750; 950 950; 1180 1180 1180; 1840
Наибольшее давление на выходе насоса (в манифольде), МПа 20; 21 20 21; 25 25; 32 25; 32; 35 25; 32 25; 32; 35 32; 40 40 40; 105
Номинальная длина свечи, м 18 18; 25; 27 25; 27; 36 27; 36
Высота основания (отметка пола буровой), м, не менее 3 4 4,4; 5,5 5; 5,5 6 6,7; 8 6,9; 8 7,5;8 8,5
’ Допускаемая нагрузка на крюке определяется прочностью канатов в оснастке талевой системы. Коэффициент запаса прочности талевого каната при спуске обсад-
ных колонн и ликвидации аварий должен быть не менее 2, а при СПО и бурении - не менее 3.
Предельная глубина бурения указана для бурильных труб диаметром 114 мм и массой 1 м - 30 кг.
КОНСТРУКЦИИ УЗЛОВ
И МЕХАНИЗМОВ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
3.1. Силовые органы
для создания нагрузок
на инструмент при бурении
Для разрушения породы на забое, пере-
мещения инструмента по мере разрушения
породы требуется приложение силовых на-
грузок на буровой инструмент. Для этой цели
применяются силовые исполнительные ор-
ганы, среди которых чаще используются
следующие механизмы, обеспечивающие
реализацию наиболее распространенных
способов разрушения породы (табл. 3.1.1).
Эти механизмы, кроме выполнения ос-
новной функции, применяются для выпол-
нения и других технологических операций:
- спуск бурильных, обсадных труб, в том
числе с вращением;
- расхаживание инструмента при бу-
рении;
- ликвидация аварий;
- отбор проб и проведение исследо-
ваний.
Конструкция силовых исполнительных
органов зависит от способа и условий буре-
ния, выполняемых технологических опера-
ций, параметров бурового инструмента. В
данном разделе приводится описание наибо-
лее распространенных вращателей и меха-
низмов подачи. Описание конструкций по-
гружных механизмов приведено в части I
(глава «Забойные вращатели»).
3.1.1. Вращатели
В процессе сооружения и эксплуатации
скважин вращатель может выполнять следу-
ющие операции технологического процесса
(технологические функции).
1. Вращение инструмента при выпол-
нении процессов;
а) бурение горных пород и цементных
мостов;
б) проработка ствола при спуске-подъе-
ме с вращением;
в) фрезерование обсадных колонн и БИ
при ликвидации аварий;
г) спуск обсадных труб с вращением;
д) свинчивание-развинчивание резьбо-
вых соединений;
Таблица 3.1.1
Наиболее распространенные способы раз-
рушения породы и силовые органы для
разрушения забоя
Способ разрушения породы Силовые импульсы Силовые органы для разрушения забоя, механизмы буровых установок и забойных машин
Враща- тельный Осевая нагрузка, крутящий момент Вращатели, механизмы (регуляторы) подачи, забойные вращатели, забойные механизмы подачи
Ударно- враща- тельный Осевая нагрузка, крутящий момент, энергия удара Вращатели, механизмы подачи, ударные механизмы (пневмоударники, гидроударники)
е) расхаживание инструмента с вра-
щением.
2. Фиксирование инструмента от про-
ворачивания при бурении с погружным вра-
щателем.
3. Передача осевой нагрузки на инстру-
мент при бурении с нагрузкой.
4. Восприятие осевой нагрузки от веса
труб при бурении с разгрузкой и при расха-
живании инструмента.
5. Перемещение инструмента вдоль оси
скважины при бурении, расхаживании, спу-
ско-подъемных операциях.
6. Удержание инструмента на устье
скважины на весу.
7. Подача очистного агента во вращаю-
щуюся колонну труб.
8. Установка определенного угла при
забуривании скважины.
9. Укладка бурового инструмента при
выполнении спуско-подъемных операций.
В ряде случаев конструкция вращателя
должна предусматривать возможность осво-
бождения устья скважины при проведении
работ и исследований (обсадка, спуск керно-
приемника, каротажные работы, спуско-
подъемные операции), а также учитывать
требования по проведению специальных ра-
бств скважине (тампонаж, цементация, опро-
бование и т.д.). В случае опасности выброса
жидкости из скважины в конструкции вра-
292
Варианты конструктивного исполнения органов (узлов) вращателей
)' н ------------
Функция Орган вращателя и Варианть конструктивного J4cn олнения
пр1 ™ 2 . 4 5
Передача крутящего момента (Мкр) от вращателя на БИ Устройство передачи М,р на БИ Hifffrienb ня Зажимной патрон ы J!j 1 бе Ниппель с гранями
пель гра
Устройство для свинчивания- развинчивания я Патрон на Б ступ та к ра с я - Па -ел В- де— мбор ан"
Передача осевой нагрузки (Рос) на БИ от вращателя Устройство передачи-Р^— на БИ К * - р е” то Зажимной патрон Ип я ер тс ае Торец трубы
Передача осевой нагрузки (Рос) на вращатель от механизма подачи Устройство передачи от механизма подачи * ИТ ... ? о тлог емадаетс пер этная' Опорный узел 01ТРав Со ме .. в мо те—и _ ере дещ я вмесТес Ко Щ ов ПУ ат Каретка
Перемещение БИ вдоль оси скважины при бурении и СПО Устройство перемещения БИ по оси скважины * шпинатле ин ц овнь 1е
От„°льн ’1 в «й БИ перемещается вместе с вращателем №и ль пращпе ая jfjjB ... нип jibOHHfo-, п P ирнщие нагГ Ie® „14лР*1а д®' '
Устройство захвата БИ для СПО Патрон ——й фо __Р *М?ов°Р нА® Не участвует
Устройство для =“/лат сДОйий п„ шпи1 в ВДща п„
забуривания скважины в заданном направлении и месте ЭЛ р i еч осевым ки мы ОВ 1Й ?&дв6йй ь атн о д ва О 1 е от* Стрела и манипулятор Лу дтг кзблечар _ ез"<%0 Щ ин ИО—«, ате Д-к-од ни -Ш' -4^
Подвод очистного агента Устройство для подвода очистного агента opUI
я- ля
Укладка труб Устройство для укладки труб при СПО Повдрдтный вращатель ат ше ; ад П Д-
Освобождение устья скважины ев — 'Э ус ниц Перемещение всей
освобождения устья скважины ас атн^е ел Й Г «х Отводимым ^ашатель ‘ та н___ О: адынн д- э буровой установки или стрелы- манипулятора
Передача энергии от двигателя на испол- нительный орган Трансмиссия и пр и ь вк ь но ИО СП
Отмечены варианты конструкций вращателей, наибо
КОНСТРУКЦИИ УЗЛОВ
щателя должны быть предусмотрены элемен-
ты, препятствующие обратному ходу жидкос-
ти во внутреннем канале бурильных труб.
Вращатель, как правило, работает со
следующими видами бурового инструмента:
бурильные трубы (БТ); штанги для ударно-
вращательного бурения (ШУ), обсадные тру-
бы (ОТ); насосно-компрессорные трубы
(НКТ); насосные штанги (ШН); шнеки (Ш);
специальные забойные компоновки.
Вращатели классифицируются по
трем признакам: функциям, конструкции,
параметрам.
Функциональная классификация.
Все вращатели по этому признаку можно
разделить на две группы:
1. Специализированные.
2. Многофункциональные (универ-
сальные).
Специализированные вращатели исполь-
зуются в тех случаях, когда объем каждой опе-
рации технологического процесса достаточно
велик и диапазоны изменения параметров про-
цессов на каждой операции существенно разли-
чаются. В этом случае для выполнения каждой
операции применяется отдельный механизм
или группа механизмов. Например:
- вращение бурильных труб - враща-
тель для бурильных труб (ВБТ);
- вращение обсадных труб - вращатель
обсадных труб (ВОТ);
- свинчивание-развинчивание труб - ме-
ханизм свинчивания-развинчивания (МСР);
- передача осевой нагрузки и перемещение
бурового инструмента - механизм подачи (МП);
- подача очистного агента в бурильные
трубы - сальник (С);
- подача очистного агента и перемеще-
ние инструмента - вертлюг (В) или сальник-
вертлюг (СВ).
Многофункциональный вращатель, как
правило, может выполнять более 3-х функ-
ций. Например, подвижный вращатель (верх-
ний привод) может выполнять все 9 функций.
Конструктивная классификация. В
основу классификации могут быть положе-
ны конструктивные особенности элементов
вращателя, обеспечивающие выполнение
основных операций технологического про-
цесса, и их взаимная увязка. Например, тип
конструкции устройства для передачи вра-
щения на буровой инструмент, устройства,
обеспечивающего перемещение инстру-
мента вдоль оси скважины и т.д.
В табл. 3.1.2 приведены некоторые ва-
рианты конструктивного исполнения орга-
нов для выполнения основных технологиче-
ских функций.
Обозначения, принятые в классифика-
ции: Д - двигатель (ДВС); Р - редуктор; ЭД - элек-
тродвигатель; ГД-гидродвигатель; ПД-пневмо-
двигатель; К - компрессор; ИО - исполнитель-
ный орган (устройство, передающее нагрузки на
инструмент; патрон, ниппель, элеватор).
Параметрическая классификация.
Как известно, в основу параметрической
классификации закладывается главный па-
раметр машины. Для вращателей такими па-
раметрами могут быть: грузоподъемность
(нагрузка на стол ротора); проходное отвер-
стие в столе ротора; мощность привода; диа-
пазон частот вращения; крутящий момент;
проходное отверстие в шпинделе; угол накло-
на оси скважины при забуривании и т.д.
Перечень параметров и их величина за-
висят от конструкции вращателя, задач, спо-
соба и условий бурения. В табл. 3.1.3 и 3.1.4
приведены диапазоны изменения парамет-
ров роторов и подвижных вращателей для ус-
тановок различного назначения.
Таблица 3.1.3
Параметры роторов для структурного и глу-
бокого бурения
Параметры ротора Диапазон изменения параметров для буровых установок
поисковые глубокое бурение ремонт и бурение
Диаметр отверстия в столе, мм 150-410 460-1260 250-560
Допускаемая статическая нагрузка на стол,кН 50-320 2700-8000 320-2000
Наибольшая частота вращения 1 стола, об/мин 200-350 250-350 200-350
Мощность, кВт 22-50 200-750 50-100
Таблица 3.1.4
Параметры подвижных вращателей
Пара- метры враща- теля Диапазон изменения параметров для буровых установок
сейсмо- разве- дочные струк- турно- картиро- вочные глубокое бурение ремонт и бурение
Г рузо- подъем- ность, кН 4-20 20-500 800-8000 320-2000
Мощ- ность, кВт 3-14 14-50 200-800 30-150
Наиболь- ший диаметр скважины, мм 100-300 150-410 400-1260 150-560
Конструкции вращательных меха-
низмов. Здесь приведены описания и схемы
наиболее распространённых конструкций
вращательных механизмов. К ним можно от-
нести вращатели для вращения бурильных
труб при бурении, которые подразделяются
по конструкции на роторные и подвижные.
Вращательный механизм для враще-
ния бурового инструмента при бурении
скважин обычно включает 3 механизма: уст-
ройство передачи вращения на бурильную
трубу (УПВ - вращатель), устройство переда-
чи осевой нагрузки и перемещения буриль-
ной трубы (УП - устройство, механизм пода-
чи), устройство подачи очистного агента в
бурильную трубу (УЛОА - сальник-вертлюг).
Устройство для передачи вращения на
бурильную трубу (УПВ) может иметь ряд кон-
структивных исполнений. В роторном вра-
щателе (рис. 3.1.1) для этого используется
Рис. 3.1.1. Роторный вращатель:
1 - ведущая (ВБТ); 2 - вкладыш (В);
3 - бурильная труба (БТ)
приводная втулка (вкладыш), взаимодейству-
ющая с ведущей бурильной трубой. Привод-
ная втулка и ведущая бурильная труба имеют
квадратное или шестигранное сечение, при-
чем ведущая бурильная труба может переме-
щаться по оси относительно приводной втул-
ки. Корпус ротора при этом неподвижен.
При работе подвижного вращателя бу-
рильная труба перемещается в осевом направ-
лении вместе с вращателем. При этом возмож-
ны три основных варианта конструкции шпин-
деля (устройства для передачи вращения на бу-
рильную трубу). В конструкции проходного
вращателя с подвижным полым шпинделем (по
существующей классификации - шпиндель-
ный вращатель) вращение на бурильную трубу
передается через один или два патрона (рис.
3.1.2, а). В проходном подвижном вращателе
(см. рис. 3.1.2, б) шпиндель выполнен полым,
неподвижным относительно корпуса, и враще-
ние на трубу передаётся также через патрон. В
торцевом (непроходном) вращателе (см. рис.
3.1.2, в) вращение передаётся через ниппель
(фланец или втулку) или через патрон. Каждый
из приведенных типов вращателей по-разному
взаимодействует с механизмом подачи и саль-
ником-вертлюгом.
В роторном вращателе вертлюг представ-
ляет самостоятельный узел и предназначен
для подачи очистного агента в трубы и взаимо-
действия с механизмом подачи. В подвижном
непроходном вращателе сальник обычно явля-
ется частью конструкции вращателя и чаще
всего предназначен только для подачи очист-
ного агента. Взаимодействие с механизмом по-
Рис. 3.1.2. Подвижный вращатель:
а - шпиндель подвижный полый (проходной); б - шпиндель неподвижный полый (проходной); в - шпиндель
неподвижный непроходной; 1 - бурильная труба (БТ); 2 - патрон (П); 3 - приводная втулка (ПВ);
4 - шпиндель (Ш); 5 - каретка (К); 6 - направляющее устройство (НУ); 7 - ниппель (НП)
Таблица 3.1.5
Параметры роторов ОМЗ
Технические характеристики Тип ротора
Р-700 Р-950 Р-1260
Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, кН 5000 6300 8000
Статический крутящий момент на столе ротора, кН м 80 120 180
Частота вращения стола ротора, с’ (об/мин), не более 5,83 (350) 5,83 (350) 5,83(350)
Передаточное число от приводного вала до стола ротора 3,61 3,81 3,96
Расстояние от оси ротора до оси первого ряда зубьев звездочки, мм 1353 1353 1651
Масса (без вкладыша), кг 4790 7000 9460
Размеры (см. рис. 3.1.3)., мм: А 2270 2425 2910
Б 680 750 800
В 740 875 1070
Г 1945 2065 2535
Д 1545 1850 2230
Е 305 330 360
Ж 1200 1550 1930
И 775 925 1115
К 2010 2165 2630
л 1270 - -
дачи в подвижных вращателях осуществляется
через каретку или корпус вращателя.
Все выпускаемые в настоящее время на
ОМЗ (Уралмаш) роторы имеют одинаковую
конструкцию и отличаются только габарит-
ными размерами (табл. 3.1.5, рис. 3.1.3).
Ротор (рис. 3.1.4) состоит из следующих
основных частей: станины 1, стола 2 с зубчатым
венцом 3, двух подшипников 4, 5, приводного
Рис. 3.1.3. Схема ротора
вала 6, верхней крышки 7, нижней крышки 8,
крышки 9, стопорного механизма (рис. 3.1.5).
Станина 1 (см. рис. 3.1.4) представляет
собой жесткую конструкцию коробчатого се-
чения, отлитую из углеродистой стали. Внут-
ренняя часть ее имеет расточки для установ-
ки основной и вспомогательной опор. Прямо-
угольная станина заканчивается цилиндри-
ческой, открытой снизу горловиной, в кото-
рой устанавливается приводной вал. Сверху
станина имеет кольцевые гребенки верхнего
лабиринтного уплотнения. На станине пре-
дусмотрены площадки для установки крон-
штейна ПКР и стопорного механизма.
Стол 2 (см. рис. 3.1.4) выполнен методом
стального литья и имеет центральное отвер-
стие для пропуска бурильного инструмента и
колонны обсадных труб. В верхней части стола
имеется квадратное углубление для установки
в нем разъемного вкладыша, переходной втул-
ки или корпуса ПКР, которые предохраняются
от вертикального перемещения стопорами.
Стол установлен на двух подшипниковых опо-
Рис. 3.1.4. Устройство ротора
pax - основной 4 и вспомогательной 5, пред-
ставляющих собой упорно-радиальные шари-
коподшипники. Основная опора принимает на
себя нагрузку от веса бурильной или обсадной
колонны и устанавливается на регулировоч-
ное кольцо 10. Вспомогательная опора воспри-
нимает вертикальные усилия, идущие от забоя
скважины в процессе бурения, и устанавлива-
ется на нижней крышке 8. Вращение столу ро-
Рис. 3.1.6. Пневматические клинья ротора с
роликовым вкладышем:
1 - клинья; 2 - плашки; 3 - траверса; 4 - стол
ротора; 5 -роликовый зажим
тора передается через коническую зубчатую
пару, венец которой посажен на стол по горя-
чей посадке. Верхнее кольцо основной опоры
устанавливается на стол посадкой с натягом, а
нижнее свободно установлено в кольцевой
проточке станины. От поворота кольцо фикси-
руется дюбелем. Верхнее и нижнее кольца
вспомогательной опоры фиксируются от про-
ворачивания дюбелями. В верхней части сто-
ла имеются гребешки, которые вместе со ста-
ниной образуют верхнее лабиринтное уплот-
нение для защиты внутренней полости ротора
от попадания бурового раствора.
На приводной вал 6 (см. рис. 3.1.4) уста-
новлена на шпонке коническая шестерня 11,
на другом его конце - звездочка цепного приво-
да или муфта кардана. Вал на двух роликовых
конических подшипниках 12 установлен в ста-
кан 13, который имеет в средней части вырез
масляной ванны и закрывается с обеих сторон
защитными фланцами 14 и 15 с севанитовыми
уплотнениями 16. От потери масла по шейке
вала между торцами втулок 17 и 18 установле-
ны уплотняющие резиновые кольца 19.
Стакан устанавливается в горловину
станины, уплотняется резиновыми кольца-
ми 20 (см. рис. 3.1.4) и крепится болтами.
Шестерня от осевого перемещения фиксиру-
ется фланцем 21. Масляная ванна приводно-
го вала закрывается крышкой 22 с пробкой
конической 23. Регулировка зубчатого за-
цепления производится с помощью регули-
ровочного кольца 10 и прокладок 24.
Крышка верхняя 7 (см. рис. 3.1.4) пред-
ставляет собой жесткую коробку, закрываю-
щую вращающийся стол. Сверху крышка
имеет рифленую поверхность.
Нижняя крышка 8 (см. рис. 3.1.4) и
крышка 9 образуют нижнее лабиринтное уп-
лотнение и масляную ванну вспомогатель-
ной опоры. Они уплотняются шнуром рези-
новым 25 и 26.
Стопорный механизм (см. рис.3.1.5) ус-
танавливается в станине на специальной пло-
щадке и служит для стопорения стола ротора.
В столе имеются 24 прямоугольных паза, с по-
мощью которых он может быть застопорен че-
рез каждые 15°. Стопорный механизм состоит
из корпуса 1, закрепленного на станине болта-
ми 2. В корпусе установлена шпонка 3 (с вы-
ступом с одной стороны) с болтом 4, который
для шпонки является осью вращения и на-
правлением при вертикальных перемещени-
ях. На болт установлена пружина сжатия 5,
которая удерживает шпонку в корпусе. Сверху
к шпонке крепится болтами 7 отбойник 6, в
который вставляется рукоятка 8. Д ля включе-
ния стопорного механизма необходимо под-
нять рукоятку 8 в рабочее положение и при по-
мощи рукоятки вынести шпонку 3 на поверх-
ность верхней крышки. Повернуть шпонку на
180°, чтобы выступ шпонки вошел в паз стола,
и опустить рукоятку - стол застопорен.
Смазка ротора осуществляется из двух
ванн ванны зубчатого зацепления и привод-
ного вала. Смазка основной опоры произво-
дится из ванны зубчатого зацепления раз-
брызгиванием, масло с основной опоры по-
падает на вспомогательную опору, а излиш-
ки масла через специальные окна сбрасыва-
ются обратно в ванну зубчатого зацепления.
Пневматические клинья ротора ПКР
(см. рис. 3.1.6) предназначены для механи-
зированного захвата и удержания буриль-
ной колонны при спуско-подъемных опера-
циях и обсадной колонны при креплении
скважины (см. главу 3.2.4).
ПКР БО 700, в отличие от ПКР 560 М-ОР,
имеет встроенный малогабаритный ролико-
вый зажим и может передавать крутящий мо-
мент со стола ротора на ведущую трубу без
снятия клиньев.
ПКР состоит из захватной части, в ко-
торую входят клинья с плашками, траверсы
с направляющими, вмонтированными в
стол ротора, и приводной части, состоящей
из пневматического цилиндра с рычажной
системой, укрепленной на столе ротора.
Подвижные вращатели
Подвижные вращатели обычно являют-
ся многофункциональными, т.е. предназна-
ченными для передачи вращения буровому
инструменту, осевой нагрузки на забой сква-
жины, спуска-подъема инструмента, подачи
очистного агента, свинчивания - развинчи-
вания и укладки труб и т.д. На рис. 3.1.7 при-
веден один из наиболее распространенных
подвижных вращателей установки УРБ-2А-2.
Вращатель (см. рис.3.1.7) представляет
собой трёхвальную трёхскоростную коробку
передач с цилиндрическими прямозубыми
шестернями. Привод его осуществляется от
гидромотора 16, закреплённого на стальном
литом корпусе коробки. Вращение через зуб-
чатые полумуфты 13, 15 передаётся шлице-
вому валу 2, на котором перемещается
скользящая блок-шестерня 7. В зависимос-
ти от выбранной передачи, она через одну из
трёх неподвижно закреплённых на промежу-
точном валу 27 шестёрен передаёт вращение
паре шестёрен 8 и 25, находящихся в посто-
янном зацеплении. Шестерня 25 приводит
во вращение шпиндель 29, смонтированный
на опорах качения в корпусе вращателя. Уп-
равление скользящей блок-шестерней 7 осу-
ществляется через вилку 5, валик 6 и муфту.
С пульта управления можно изменять
на каждой передаче направление и частоту
вращения от нуля до номинального значе-
Рис. 3.1.7. Подвижный вращатель:
1 - насос пластинчатый; 2, 27 - валы; 3, 4, 10, 17, 30, 31 - подшипники; 5 - вилка; 6 - валик управления;
7 - блок-шестерня; 8, 24, 26, 28 - шестерни; 9 - корпус; 11 - втулка; 12 - фланец; 13, 15 - полумуфты;
14 - муфта; 16 - гидромотор; 18 - отражатель; 19 - коробка клапанная; 20 - кольцо резиновое; 21 - стакан;
33 - манжета; 23 -маслоуказатель; 29 - шпиндель; 32 - пробка; 34 - пружина
вращатель
Рис. 3.1.8. Сальник:
1 - крышка; 2 - корпус; 3 - масленка; 4 -
кольцо; 5 - стакан; 6 - проставка; 7 - фланец;
8 - отвод; 9 - пробка; 10 - пружина; 11 -
прокладка; 12 - сальниковая набивка
ния (номинальные частоты вращения 140,
225 и 325 об/мин) путём дросселирования и
изменения потока жидкости, подводимой к
гидромотору вращателя.
Шпиндель вращателя выполнен по-
лым. На верхнем конце шпинделя устанав-
ливается сальник (рис. 3.1.8), корпус которо-
го закреплён на крышке вращателя, а с ниж-
ним концом через ниппель соединяется ко-
лонна бурильных труб и элеватор.
Сальник (см. рис. 3.1.8) предназначен
для герметизации соединения вращающего-
ся шпинделя с невращающимся нагнетатель-
ным рукавом при подаче воды или воздуха в
скважину. Сальник состоит из следующих ос-
новных деталей: корпуса 2, крышки 1, про-
ставки 6, стакана 5, пружины 10, фланца 7,
кольца 4, отвода 8 и сальниковой набивки 12.
Герметизация узла обеспечивается за
счет сальниковой набивки 12, которая уп-
лотняется поджатием крышки 1 и торцевого
уплотнения, представляющего собой под-
пружиненное кольцо 4, изготовленное из ан-
тифрикционного материала.
Для свободного осевого поступательного
перемещения вращателя (ход вращателя
5200 мм), подачи вращателя и восприятия ре-
активного крутящего момента при бурении
или свинчивании - развинчивании буриль-
ных труб вращатель снабжён кареткой (рис.
3.1.9), взаимодействующей с направляющи-
ми элементами мачты, по которым она пере-
мещается вместе с вращателем с помощью
гидроподъёмника, выполняющим при буре-
нии функции механизма подачи. Каретка
представляет собой сварную раму 1 с закреп-
ленными на ней четырьмя втулками 3 с помо-
щью крышек 5. На каждую втулку устанавли-
ваются подшипник 8 с роликом 2. Внутри
втулки перемещается ползун 7, прижимае-
мый к направляющей мачты пружиной 9 и
пакетом тарельчатых пружин 10.
Силовые вертлюги и верхний привод,
применяемые в установках для эксплуатаци-
онного бурения, существенно отличаются от
приведенной конструкции подвижного вра-
щателя, хотя имеют в принципе аналогич-
ную конструктивную схему. Описание верх-
него привода дано в разделе 3.3.
3.1.2. Механизмы подачи
Основная функция механизма подачи -
создание и регулирование осевой нагрузки
на инструмент, перемещение инструмента
вдоль оси скважины при бурении.
Механизмы подачи при проходке сква-
жины могут выполнять следующие дополни-
тельные функции:
- осевое расхаживание инструмента;
- ликвидация прихватов;
- погружение, извлечение обсадных труб;
- выполнение спуско-подъёмных операций.
При выполнении основной функции ме-
ханизмы подачи, в зависимости от типа, поз-
воляют регулировать и поддерживать посто-
Рис. 3.1.9. Каретка
янным или усилие подачи при переменной
скорости движения бурильной колонны, или
скорость движения при переменном усилии,
что и определяет их характеристику.
Под характеристикой механизма подачи
(рис. 3.1.10) понимается зависимость измене-
ния скорости перемещения подвижных элемен-
тов вращателя во времени при постоянном зна-
чении начальной заданной величины усилия
подачи и переменной буримости горных пород.
Характеристика подачи включает соответству-
ющее изменение текущего значения усилия по-
дачи в зависимости от скорости подачи.
Рассмотрим два типа механизмов подачи
на следующих условных примерах (рис. 3.1.11).
Механизм подачи, поддерживающий по-
стоянное усилие подачи, представлен грузом
G, связанным гибкой связью с бурильной ко-
лонной. В статическом положении бурильной
колонны без учёта сил сопротивления условие
равновесия запишется в следующем виде:
G + C^qze+fL-zJq, (3.1.1)
где Ск - осевая нагрузка на породораз-
рушающий инструмент;
q - вес единицы бурильной колонны;
ZQ - координата нулевого сечения;
L - длина колонны бурильных труб.
При переменной буримости проходимых
горных пород, но установившемся движении
данный механизм обеспечивает постоянное
усилие подачи и относительно постоянное
значение осевой нагрузки на породоразруша-
ющий инструмент, независимо от свойств
проходимых пород. Скорость бурения будет
определяться буримостью горных пород при
заданной величине осевой нагрузки.
Механизм подачи, поддерживающий
заданное значение скорости подачи, пред-
ставлен, например, самотормозящейся чер-
вячной лебёдкой с начальным натяжением
каната GH:
G„=^(£-Zo). (3.1.2)
При бурении трос с барабана лебёдки
подаётся с постоянной заданной скоростью
подачи у„. Если скорость бурения, определяе-
мая заданной начальной осевой нагрузкой на
породоразрушающий инструмент, будет со-
ответствовать скорости подачи, то условие
равновесия (3.1.2) не нарушится. Если ско-
рость бурения окажется больше заданной
скорости подачи, то нагрузка на забой умень-
шится, что повлечёт за собой снижение меха-
нической скорости до величины, в пределе
равной скорости подачи. И, наоборот: при
меньшей начальной механической скорости
бурения нагрузка на породоразрушающий
инструмент будет возрастать, достигая в пре-
деле величины qL, что повлечёт за собой уве-
личение скорости бурения. Таким образом, в
среднем механическая скорость бурения бу-
дет не выше, чем заданная скорость подачи
при возможной переменной осевой нагрузке,
имеющей диапазон значений от нуля до qL.
В существующих классификациях ме-
ханизмы подачи по конструкции разделяют-
ся на 6 типов (винтовые, реечно-шестерён-
чатые, гидравлические, поршневые, канат-
но-цепные, канатно-гидравлические и ка-
натные с барабана лебёдки). В практике бу-
рения нефтяных скважин применяются по-
следние четыре типа, а в глубоком бурении
только канатные с барабана лебёдки, осна-
щённые регулятором подачи долота (РПД).
Конструктивная классификация меха-
низмов подачи приведена в табл. 3.1.6. В со-
ответствии с этой классификацией канат-
ный механизм подачи с барабана лебёдки
может быть описан следующим образом
(включая варианты):
- механизм подачи, в котором подвиж-
ным звеном является подвижный вертлюг
Твердая ' Мягкая Время, t
порода порода
Рис. 3.1.10. Характеристика механизма подачи,
обеспечивающего постоянное усилие подачи
Рис. 3.1.11. Схема механизмов подачи,
обеспечивающих постоянное усилие подачи
(а) и постоянную скорость подачи (б)
Таблица 3.1.6
Конструктивная классификация механизмов подачи
Функция Исполнитель- ный орган Варианты конструкций
1 I 2 L . 3 I 4 1 5
Создание и регулиро- вание осевой нагрузки (привод) Регулятор подачи Тормоз лебёдки ; Г идроцилиндр " Лвигатепис ПРИВОДА 1М 34! эном Рычаге грузок Вес подвижных 1 частей i , - 1
Перемещение вдоль оси скважины и передача осевой нагрузки на враща- ющийся буровой инструмент Подвижное звено с опорным узлом Подвижней иертл|О1 Каретка и корпус вращателя Траверса и патрон Траверса и упорный подшипник
Связь между опорным узлом и регулятором подачи Трансмиссия Жёсткая (шток, тяга) Г ибкая(Kanai I цепь} ' Комбиниро- ванная
(при роторном вращателе) или каретка вра-
щателя (при верхнем приводе);
- регулятором подачи в лёгких установ-
ках служит тормоз лебёдки, а в тяжёлых -
двигатель с приводным звеном (РПД);
- связь между подвижным звеном и регу-
лятором подачи гибкая (канат с полиспастом).
Описание наиболее распространённых
механизмов подачи приведено ниже.
Канатный или цепной механизмы по-
дачи применяются в основном в лёгких само-
ходных установках роторного типа, оснащён-
ных мачтами и предназначенных для бурения
скважины небольшой глубины в мягких поро-
дах. Основная задача механизма такого типа
- создание дополнительной нагрузки, так как
при малой глубине скважины вес снаряда, да-
же с учётом вводимых в состав снаряда УБТ,
недостаточен для создания необходимой осе-
вой нагрузки на породоразрушающий инстру-
мент. Применение длинных ведущих труб в
роторных станках требует соответствующего
механизма подачи, который позволил бы осу-
ществлять непрерывную подачу на всей дли-
не ведущей трубы. Таким механизмом подачи
является канатный, или цепной, механизм,
представляющий собой замкнутую непрерыв-
ную цепь, соединённую с ведущей трубой и
имеющую тот или иной вид привода.
Принципиальная схема такой подачи по-
казана на рис .3.1.12. Ведущая труба 1 с вертлю-
гом-сальником 2 проходит через ротор 3. Верт-
люг-сальник соединён с цепями 4, переходящи-
ми в тросы 5, которые вместе представляют од-
ну замкнутую цепь. Такие две непрерывные це-
пи, расположенные в двух параллельных плос-
костях, огибают направляющие ролики 6, уста-
новленные на кронблоке мачты, и звёздочки
привода 7. Создание на валу звёздочек момента
подачи М„ приведёт к возникновению (при по-
становке снаряда на забой) усилия подачи
Ga=Myr, (3.1.3)
где г - радиус звёздочки.
Привод вала звёздочек осуществляется
от коробки отбора мощности либо от индиви-
дуального двигателя, при этом в кинематиче-
скую цепь привода включается самотормозя-
щий механизм, например червячная переда-
ча. Так как самоходные установки не имеют
специальных фундаментов, усилие подачи
создаётся составляющей веса установки. Рас-
смотренный механизм цепной подачи харак-
механизма подачи
Рис. 3.1.13. Схема канатного меха-
низма подачи с гидроцилиндром
Рис. 3.1.14. Схема механизма
подачи с барабана лебедки
теризуется переменной, скачкообразно изме-
няемой величиной усилия подачи.
Большую точность регулирования усилия
подачи имеют канатные механизмы с приводом
от подвижных штоков гидроцилиндров, закреп-
лённых на мачте установки. Канатный меха-
низм подачи с гидроцилиндром позволяет ки-
нематически увеличить ход подачи по сравне-
нию с ходом поршней гидроцилиндров, что
важно в станках с большим ходом подачи.
Канатный механизм подачи с гидро-
цилиндром (рис. 3.1.13), обеспечивающий
большую скорость перемещения и имеющий
большой ход, может использоваться комплекс-
но и применяться для выполнения спуско-
подъёмных операций при малой и средней глу-
бинах скважин вместо обычного лебёдочного
подъёма. Такой механизм получил название
гидроподъёмника.
В установках с роторным типом вращате-
ля при больших глубинах скважин, когда вес
инструмента превышает заданное осевое уси-
лие на породоразрушающий инструмент, при-
меняется так называемая свободная подача
бурового инструмента с барабана лебёдки
(рис. 3.1.14). Под понятием свободной подачи
подразумевается перемещение бурового инст-
румента под действием силы тяжести, т. е. соб-
ственного веса. Такая система механизма пода-
чи естественно позволяет осуществлять только
бурение с разгрузкой бурового инструмента.
При свободной подаче ведущая труба 1
через вертлюг 2 связана с талевой системой
3 лебёдки 4 (см. рис. 3.1.14). При бурении
выполняются следующие операции: припод-
няв инструмент над забоем и создав необхо-
димый тормозной момент на барабане ле-
бёдки с помощью тормозных колодок 5,
включают подачу промывочной жидкости и
передают вращение инструменту. Постепен-
но уменьшая тормозной момент М„„ М,„< гР,
(где г - радиус барабана; Рс - усилие в лебё-
дочной струне талевой оснастки), передают
часть веса инструмента на забой.
При достижении заданной осевой на-
грузки на породоразрушающий инструмент,
что контролируется с помощью индикатора
веса 6, включённого в неподвижный конец
талевой оснастки, сохраняют значение тор-
мозного момента на барабане лебёдки посто-
янным. При этом
О -С
------— г = Мт, (3.1.4)
т
где Qx - осевая составляющая веса бу-
рильной колонны с учётом сил сопротивления;
т - число струн талевой оснастки.
Скорость подачи определяется скоро-
стью бурения при созданной осевой нагруз-
ке на породоразрушающий инструмент.
Таким образом, свободная подача с ба-
рабана лебёдки представляет собой меха-
низм подачи, регулирующий осевую нагруз-
ку. Однако точность регулирования невели-
ка, даже при постоянном значении усилия
прижатия тормозных колодок к тормозному
диску барабана лебёдки.
Постоянное усилие прижатия тормоз-
ных колодок не обеспечивает постоянство
тормозного момента на барабане лебёдки при
его вращении с переменной скоростью, опре-
деляемой буримостью горных пород. Сила
трения, помимо силы нормального давления,
определяется величиной коэффициента тре-
ния скольжения ц,, который зависит от скоро-
сти движения. В свою очередь момент силы
трения нелинейно зависит от ц,. Поэтому из-
менение скорости движения бурового снаряда
приводит к изменению тормозного момента,
особенно при остановке снаряда, и усилия по-
дачи. Поэтому при свободной подаче с бараба-
на лебёдки происходят колебания осевой на-
грузки, что требует постоянного контроля и
дополнительного регулирования величины
тормозного момента.
Плавность подачи с барабана лебёдки
не обеспечивается не только при постоянном
тормозном усилии, но и при ручном регули-
ровании скорости подачи путём изменения
усилия на тормозе лебёдки. Ручное управле-
ние тормозом лебёдки приводит к нервному и
физическому утомлению бурильщика, поэто-
му разработаны и применяются автоматиче-
ские регуляторы подачи, поддерживающие
заданную нагрузку на породоразрушающий
инструмент при подаче инструмента с бара-
бана лебёдки. При глубоком роторно-турбин-
ном бурении применяется регулятор типа
РПДЭ-3 (рис.3.1.15).
Рис. 3.1.15. Схема регулятора подачи РПДЭ-3
Таблица 3.1.7
Диапазон изменения параметров механизмов подачи
Параметры механизмов подачи Диапазон изменения параметров для буровых установок
сейсмо- разведочные структурно- картировочные глубокое бурение ремонт и бурение
Усилие вверх, кН 4-50 50-320 2700-8000 320-2000
Усилие вниз, кН 10-80 40-100 - -
Ход подачи, м для механизмов: канатный с барабана лебедки 1-5 5-12 9-24 8-18
канатный с гидроцилиндром 1-5 3-8 - -
с ротором - 6-12 13-14 9-14
с подвижным вращателем 1-5 3-12 9-27 8-16
скорость подачи, м/мин 0-15 0-15 0-5 0-5
Усилие в неподвижном конце каната оп-
ределяется с помощью электрического датчи-
ка 1 (см. рис.3.1.15). Датчик выполнен из
стальных пластинчатых пружин, упругая де-
формация которых преобразуется шестерён-
чатой передачей в угол поворота якоря сельси-
на и передаётся в виде электрического сигнала
на пульт управления 2, где сравнивается с уси-
лием, задаваемым бурильщиком с помощью
поворота второго сельсина. Разность получен-
ного и заданного сигналов поступает на полу-
проводниковый усилитель, а затем на магнит-
ный усилитель, установленный в станции уп-
равления 3.
Усилители действуют на обмотку воз-
буждения генератора 4, вращаемого асин-
хронным электродвигателем. Генератор пи-
тает двигатель постоянного тока 5, установ-
ленный на приводе редуктора 6 и соединён-
ный посредством цепной передачи и муфты
с подъёмным валом барабана лебёдки. На
валу электродвигателя 5 установлен коло-
дочный аварийный тормоз с электрогидрав-
лическим толкателем, срабатывающим при
внезапном прекращении электропитания
буровой. Так как скорость вращения двига-
теля 5 мала, для его охлаждения применяет-
ся специальный вентилятор. Автоматичес-
кий регулятор РПДЭ-3 обеспечивает режим
поддержания постоянной нагрузки на поро-
доразрушающий инструмент и режим руч-
ного управления, создающий постоянную
заданную скорость подачи или подъёма, ис-
пользуемые при проработках ствола или
аварийном подъёме.
В установках глубокого бурения регу-
лирование подачи осуществляется с помо-
щью привода лебедки дополнительного. Его
описание дано в разделе 3.2.1.
Параметры механизмов подачи
Основными параметрами механизмов
подачи, установленных на поверхности, яв-
ляются наибольшие усилия вверх и вниз,
наибольшие скорости подачи и подъёма, ве-
личина хода подачи. Величина хода подачи
чаще всего является главным параметром
механизма подачи. Она зависит от способа
бурения, глубины скважины, типа вращате-
ля, длины бурильных труб, типа механизма
подачи.
Наибольшее усилие вверх Р„, развивае-
мое механизмом подачи как домкратом, для
обеспечения возможности реверса, не долж-
но быть меньше максимальной рабочей на-
грузки на крюке:
Л>0„Их = Шом- (3-1-5)
Наибольшее усилие вниз, или усилие
нагрузки, должно быть не меньше макси-
мальной осевой нагрузки, создаваемой на
породоразрушающий инструмент при буре-
нии верхних интервалов скважин.
Для механизмов подачи лёгких само-
ходных и передвижных буровых установок
усилие вниз может превышать Рв и в таких
случаях имеет определяющее значение. Во
избежание нарушения соосности вращателя
со скважиной усилие вниз должно быть ме-
нее половины веса установки.
Скорость подачи определяется скоро-
стью бурения при созданной осевой нагруз-
ке на породоразрушающий инструмент.
По зависимостям для механической
скорости можно ориентировочно опреде-
лить скорость движения вращателя вниз в
процессе бурения скважины. При выполне-
нии СПО с участием вращателя скорость
подачи вниз (скорость спуска) ограничива-
ется разными факторами и в пределе со-
ставляет 2,5 - 3,5 м/с. Максимальная ско-
рость подъема инструмента ограничивает-
ся требованиями техники безопасности ве-
личиной 1,2 - 2,5 м/с.
Диапазон изменения параметров меха-
низмов подачи приведен в табл. 3.1.7.
3.1.3. Вертлюги
Вертлюг можно отнести к одному из уз-
лов механизма подачи, который обеспечива-
ет свободное вращение колонны бурильных
труб и подачу жидкости (раствора) через
буровой рукав от неподвижного стояка ма-
нифольда в бурильные трубы. Его главная
функция - восприятие нагрузки от веса ко-
лонны бурильных труб.
Вертлюг - один из ответственнейших
узлов буровой установки, так как на нем под-
вешена вращающаяся бурильная колонна,
масса которой может достигать 500 т. Поэто-
му к деталям, непосредственно воспринима-
ющим нагрузку от подвешенной бурильной
колонны, предъявляются наиболее высокие
требования надежности. Возрастающая глу-
бина бурения скважин, увеличение массы
бурильной колонны и повышение давления
промывочной жидкости до 40,0 МПа опреде-
ляют необходимость создания вертлюгов,
отвечающих современным требованиям
проводки скважин и более удобных в обслу-
живании и ремонте.
Вертлюги ОМЗ (Уралмаш) классифици-
руют по нагрузке на крюке (элеваторе), допу-
стимой в процессе проводки и крепления
скважины. ГОСТ 17293-71 предусматривает
вертлюги трех грузоподъемностей (в тоннах):
УВ-160 160
УВ-250 250
УВ-320 320
УВ-450 450
Кроме того, для отдельных заказчиков
были изготовлены вертлюги грузоподъемнос-
тью 175, 270 т.
Эти вертлюги рассчитаны на давле-
ние промывочной жидкости соответствен-
но 25, 32 и 40 МПа, развиваемое буровыми
насосами, в комплекте с которыми работа-
ют перечисленные вертлюги при проводке
скважины.
В табл. 3.1.8 приведены параметры
вертлюгов в буровых установках ОМЗ.
Вертлюг УВ-250 (рис. 3.1.16) состоит
из деталей двух групп: невращающихся,
связанных с подъемным устройством (крю-
ком или автоматическим элеватором), и де-
талей, связанных с колонной бурильных
труб и вращающихся вместе с ней. Невра-
щающиеся детали: корпус вертлюга 3 (см.
рис.3.1.16), крышка 4, штроп 5 и отвод 6.
Вращающиеся детали: ствол вертлюга 2 и
переводник 1. Корпус вертлюга представля-
ет собой стальную полую отливку с крон-
штейнами, в которых выполнена горизон-
тальная расточка, частично затрагивающая
и корпус вертлюга, для валиков 12, соединя-
ющих вертлюг со штропом 5. Кронштейн
корпуса вертлюга фиксирует штроп в поло-
жении, удобном для соединения его с подъ-
емным устройством, когда вертлюг с веду-
щей трубой (квадратной штангой) установ-
лен в шурф. Валики 12 предохраняются от
продольного перемещения и поворачивания
стопорными планками, входящими в про-
Рис. 3.1.16. Вертлюг УВ-250
Таблица 3.1.8
Вертлюги в буровых установках ОМЗ
Показатели Вертлюг
УВ-250МА УВ-320МА УВ-450МА
Допускаемая (максимальная) нагрузка, кН 2500 3200 4500
Динамическая нагрузка (при 100 об/мин), кН 1450 2000 2600
Максимальное давление прокачиваемой жидкости (раствора) в стволе, МПа 25/32 32/35 40
Габариты сменной верхней трубы, мм:
внутренний диаметр 75 75 75
наружный диаметр 90 90 90
высота 220 220 250
Твёрдость рабочей поверхности трубы, HRC >55 >55 >55
Размеры штропа, мм:
верхнее сечение НхА 140x150 150x170 170x190
высота 1738 1950 2185
внутренний радиус г 125 125 125
Просвет для подвешивания на крюке В, мм 510 540 832
Диаметр пальца штропа d, мм 115 140 140
Резьба переводника для соединения с ведущей трубой (левая) 3-152Л 3-152Л 3-152Л
Присоединительная резьба ствола (левая) 3-152Л 3-171Л 3-171Л
Соединение ствола с буровым рукавом Фланцевое Фланцевое Фланцевое или резьбовое через проводник с резь- бой LP4APIstd. 5В
Основной опорный подшипник 6-19744ХМУ 6-19752ХУ 6-19760ХУ
Центрирующий подшипник 32140, 32144 32144 2032148М
Габаритные размеры, мм:
высота с переводником 2850 3000 3360
ширина по пальцам штропа 1090 1212 1375
Масса, кг 2200 2980 4100
дольные пазы, находящиеся с торца валиков
и приваренные к корпусу вертлюга. Валики
имеют с торца отверстие и резьбу для подво-
да смазки к трущимся поверхностям.
Внутри корпус вертлюга имеет кольце-
вую площадку А (см. рис.3.1.16), на которую
устанавливается основной упорный ролико-
вый подшипник 13, воспринимающий через
ствол вертлюга 2 нагрузку от бурильной ко-
лонны. В нижней части корпуса расположе-
на расточка для установки роликоподшип-
ника 14. Роликоподшипник 14 с аналогич-
ным подшипником 9, установленным в
крышке 4, центрируют ствол вертлюга. На-
ружная обойма подшипника фиксируется
пружинным кольцом, установленным в
кольцевой паз, выполненный в корпусе верт-
люга. Снизу корпус вертлюга закрывается
крышкой 15. В нижней части корпуса преду-
смотрено уплотнение, предохраняющее
утечку масла из масляной ванны. Сверху
корпус вертлюга закрывается крышкой 4, в
которой смонтирован подшипник 9, центри-
рующий ствол вертлюга, а в верхней части -
манжетное уплотнение 8, предохраняющее
внутреннюю полость корпуса от попадания
раствора и загрязнения. На фланце вертлю-
га установлен упорный подшипник 11, за-
крепленный сверху наружной обоймой под-
шипника 9, установленного в крышке 4.
Этот подшипник фиксирует ствол вертлюга
в вертикальном направлении и воспринима-
ет вертикальные нагрузки, возникающие в
процессе проводки скважин. С помощью
стакана 10, крепящегося к фланцу ствола,
образована масляная ванна для смазки
верхнего центрирующего и упорного под-
шипников. Между отводом 6 и крышкой 4 за-
жата резьбовая втулка, к которой крепится
верхняя гайка быстросъемного уплотнения
7. Нижняя гайка быстросъемного уплотне-
ния присоединяется к резьбовой части ство-
ла вертлюга. В верхней части крышки корпу-
са вертлюга установлен отвод 6, к которому
прикреплен гибкий рукав для подвода жид-
кости (раствора) в вертлюг. Быстросъемное
уплотнение, примененное в вертлюге УВ-
250, обеспечивает подачу жидкости (раство-
ра) под давлением до 25 МПа от неподвижно-
го отвода 6 в канал вращающегося ствола и
возможность быстрой замены износивших-
ся деталей уплотнения.
3.2. Спуско-подъемные
комплексы буровых установок
Спуско-подъемные комплексы (СПК)
буровых установок предназначены для вы-
полнения целого ряда функций, среди кото-
рых наиболее важными являются:
- спуск, подъем и наращивание буриль-
ных труб в процессе бурения и проведения
вспомогательных работ;
- СПО с аварийным и специальным ин-
струментом;
- спуск обсадных труб.
Более подробное описание спуско-
подъемных операций проведено в разделе
«Технология бурения» (часть I).
Как правило, для выполнения работ по
спуску-подъему различных труб на буровой
установке используются одни и те же меха-
низмы. Классификация их по выполняемым
функциям и возможные варианты конструк-
тивного исполнения механизмов для выпол-
нения операций цикла подъема (спуска) труб
приведены в табл. 3.2.1. Наиболее часто кон-
структивный тип СПК определяет конструк-
ция подъемного механизма. В установках глу-
бокого бурения для этих целей применяются
лебедка и талевая система. Конструкции дру-
гих исполнительных механизмов более раз-
нообразны, особенно это относится к устрой-
ству ключей. В приведенной таблице выделе-
ны варианты конструкций исполнительных
механизмов, которые наиболее часто приме-
няются в СПК установок глубокого бурения, а
на рис. 3.2.1 показана схема наиболее тради-
ционного СПК. Следует отметить, что ком-
плектация комплекса обычно производится
буровой организацией. Исключение состав-
ляют комплексы АСП и КМСП.
В качестве главного параметра в пара-
метрической классификации СПК принято
считать грузоподъемность. Иногда для ха-
рактеристик параметров СПК используют
диапазон диаметров и длин труб (свечей).
Большое значение для характеристики СПК
имеют также главные параметры механиз-
мов, входящих в его состав.
3.2.1. Буровые лебедки
Буровые лебёдки являются основным
механизмом спуско-подъемного комплекса
буровой установки. Основная функция ле-
бедки - наматывание на барабан, сматыва-
ние с барабана и стопорение ведущей стру-
ны талевого каната при выполнении следую-
щих операций технологического процесса
строительства скважин:
- спуск и подъем бурильного инстру-
мента;
- спуск обсадных труб;
- подача инструмента на забой;
- передача вращения ротору;
- подъем и опускание вышки;
- аварийный подъем инструмента.
По назначению лебедки подразделяют-
ся на основные и вспомогательные, а также
на универсальные и специализированные.
Основные лебедки, как правило, выполняют
главную функцию - выполнение СПО с бу-
рильными и обсадными трубами. Вспомога-
тельные лебедки могут выполнять также
функции подтаскивания грузов, проведения
монтажных работ и т. д. Универсальные ле-
бедки выполняют как основные, так и вспо-
могательные функции.
Функционально-конструктивная
классификация лебедок показана в табл.
3.2.2. В ее основу положено конструктивное
исполнение органов лебедки, обеспечиваю-
щих выполнение основных технологических
операций спуска-подъема бурового инстру-
мента. Для более полного описания конст-
Рис. 3.2.1. Схема традиционного спуско-
подъемного комплекса буровой установки:
1 -буровая лебедка ,2 -кронблок ,3 - талевый
блок; 4 - элеватор; 5 - клиновой захват;
6 - буровой ключ; 7 - свеча приемника; 8 -
вертлюг; 9 - мачта (вышка); 10 - свеча бурильных
труб; 11 - ведущая труба; 12 - шурф
Таблица 3.2.1
Функционально-конструктивная классификация СПК буровых установок
№ Функция Общее название Классифи- кационный признак (способ) Варианты конструкций устройств
1 II III IV V VI VII VIII
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 Подъем и спуск инстру- мента Подъемник Дискретный Механизм подачи Лебедка Инжектор Комбини- рованный
Непрерывный Лебедка Инжектор
Устройство для соеди- нения подъ- емника с элеватором Гибкая связь Канат и |алевая система Лента (ремень) Цепь
Жесткая связь Шток Рейка
2 Захват труб для подъема Элеватор Зажимной Радиального действия Гравитацион- ного действия Осевого действия Эксцентрик
Подхваты ва- ющего действия Корпусной (заводимый сбоку)' Резьбовой С подвижным захватом (Заводимый сверху)
Под лыски Изд яамок!.4уфт\) Под наголовник Затвор Защелки лив Сухари Палец
3 Удержа- ние на устье Спайдер- трубо- держатель Зажимной Радиального действия 1рннитанион кого действия Осевого действия Секторного типа Комбини- рованный
Подхватыва- ющего действия За лыски Под эамск(мфгу) Палец Выступы на трубе
4 Свинчивание - развинчивание
4.1 Захват для свинчи- вания Ключ Подхватыва- ющий За лыску За грани
Зажимной Радиального действия Экэдечпйж | Канат (трос) Комбини- р ованный
4.2 Срыв и докре- пление Устройство для срыва докре- пления Рычажный С приводом от гидро- цилиндра Сприамрм | от пнемо- । цилиндра ' П ривсдомя
Динамичес- кого действия Водило Маховик
4.3 Передача вращения на ключ Вращатель Непрерыв- ного действия Торцевой вращатель Г^оходной вращатель Разрезной вращатель
Подвижный Неподвижный Поворотный
Дискретного действия(с перехватом) Гидро- цилиндр Вручную 1
5 Пере- мещение труб Устройство для переме- щения труб Параллельное вертикальной плоскости Маьипулязр Ктссета । фащатель КЦгЦД л
толкателем нижнего I конца | | I
Угловое В ре тикальной плоскости В>го| изонтальной плоскости
1 Манипулятор 1 Вращатель Элеваток 1 Манипулятор I Комбиниро- ванное I
С толкателем верхнего конца С толкателем нижнего конца
6 Скла- дирование (хранение труб) Свече- приемник Систематизи- рованное вертикальное Кассета Сектор Барабан Ме'-ПИН Комбини- рованное
Систематизи- рованное горизон- тальное Кассета Сектор Барабан Магазин секционный Стеллаж Комбини- рованное
Несистемати- зированное вертикальное Навалом
Несистемати- зированное горизон- тальное С-в-шаж
7 Монтаж элементов СПК Металло- конструкции Монтажная база Рама Мачта г аправля- ющие Основание
8 Перевозка Стационарное Елсччс- мод'Л'чная Разборная
На отдельные На детали
Самоходное Единый блок Отдельные транспсртнъе «ими
Примечание. Штриховкой обозначены наиболее распространенные варианты устройств, применяемые в
установках для глубокого бурения.
Функционально-конструктивная классификация лебёдок
Таблица 3.2.2
Функция Исполнительный Варианты конструкций
орган 1 2 3 4 5
Подъём БИ (регулирование скорости и усилия подъёма) Двигатель Дизельный Дизель- гидравлический Электрический нерегулируемый Электрический регулируемый Гидравлический
Трансмиссия Цепная передача Зубчата передай .ом парованная
Спуск БИ (регулирование скорости спуска и тормозного момента) Тормозная система Г идродинамический тормоз Электромагнитный тормоз Пригодней двивтель Ленточный или колодочный тормоз Комбини- рованная
Поддержание БИ на весу (остановка) Тормоз Ленточный колодочный тормоз Гидроэамок Стопорное устройство Дисково- колодочныГ тг.рюз
Подача инструмента на забой при бурении Регулятор подачи долота Спщиальиьй двигают» сгрансмиаиеЧ Ленточный или колодочный тормо: Приводнй двигателг и 1ра.,сми(зия комбини- рованная Не участвует
Пуск, остановка барабана в переходном режиме Муфта Щтно- пншмап-неская Д исковая Устройство управления планетарным е дуктором Электро- магнитная Гидросистема
Двигатель Электпц «ей Гидравлическим Г невматидаий
* Выделены конструкции, реализованные в лебедке ЛБУ-1100 ЭТ-3.
рукции лебедки требуются дополнительные
сведения о конструкции редуктора, бараба-
на лебедки, подъемного вала, устройства ук-
ладки каната на барабан.
В основу параметрической классифи-
кации лебедок положены следующие техни-
ческие характеристики:
- расчетная мощность на входном валу;
- грузоподъемность (при указанной ос-
настке талевой системы);
- число скоростей вращения подъемно-
го вала;
- размеры подъемного барабана.
На ОМЗ разрабатываются и изготавли-
ваются как традиционные буровые лебёдки с
цепными передачами, так и лебёдки серии
"ЭТ" с зубчатой трансмиссией.
Рассмотрим устройство лебедки ЛБУ-
37- 1100Д-1 с цепными передачами:
ЛБУ - лебедка буровая Уралмашзавода;
37 - максимальное натяжение каната
на барабане в тоннах;
1100 - расчетная мощность, развивае-
мая приводом в киловаттах;
Д - привод дизельный;
1 - модификация лебедки.
Лебедка с дополнительным оборудова-
нием (в дальнейшем "лебедка") предназначе-
на для работы в составе буровой установки
БУ5000/320 ДГУ-1.
Все узлы лебедки (рис.3.2.2) установле-
ны на раме 1. Лебедка включает коробку пере-
дач 7 с механизмом переключения скоростей
5. Справа и слева от коробки передач уста-
новлены ванны быстроходной 11 и тихоход-
ной 14 передач. В корпусах подшипников ти-
хоходной ванны размещен промежуточный
вал 4, на который установлена ведущая звез-
дочка тихоходной передачи. На раме уста-
новлен механизм включения зубчатой муфты
6. Регулятор подачи долота 2 подсоединяется
к промежуточному валу посредством зубча-
той муфты и механизма включения 3. Подъ-
емный вал 12 установлен на подшипниках,
один из которых расположен в тихоходной
ванне, а другой на отдельной опорной стойке.
С левой стороны вала установлена звездочка
"тихой" скорости и сдвоенная шинно-пневма-
тическая муфта МШУ1070. С правой стороны
установлены звездочка "быстрой" скорости,
звездочка трансмиссии ротора и муфта
МШУ1070. На правой консоли вала установ-
лена обойма зубчатой муфты. Посредством
зубчатой муфты и механизма включения 10
обеспечивается соединение тормоза электро-
магнитного 9 с подъемным валом 12. На раме
лебедки, в комплексе с подъемным валом, ус-
тановлены узлы ленточного тормоза 13. Для
обеспечения необходимых блокировок при
проведении СПО и регистрации подачи доло-
та установлен командоаппарат с датчиком
глубины 15. На раме лебедки произведена
разводка воздухопровода 16 для пневматиче-
ского управления лебедкой и смонтирован
насосный агрегат 8 системы смазки.
Все вращающиеся и подвижные эле-
менты лебедки закрыты ограждениями. Для
осмотра и доступа к цепным передачам в
ваннах в ограждении предусмотрены специ-
альные люки и смотровые "окна".
Регулятор подачи долота, помимо
функции подачи долота на забой в процессе
бурения, может обеспечить подъем инстру-
мента с забоя скважины в случае выхода из
строя главного привода, а также подъем и
опускание буровой вышки при монтаже-де-
монтаже буровой установки.
При включенном РПД кинематика ле-
бедки позволяет осуществить одновремен-
Рис.3.2.3. Кинематическая схема лебедки ЛБУ-37-1100Д-1
1 - подъемный вал (барабан); 2 - муфта шинно-пневматическая МШ1070х200; 3 - привод командоаппарата
и датчика подачи; 4 - тормоз электромагнитный ТЭИ800-60; 5 - цепная трансмиссия быстрой скорости;
6 - цепная трансмиссия тихой скорости; 7 - регулятор подачи долота(РПДЭ); 8 - коробка передач;
9 - редуктор (Ц2Н-450-50-32-У2); 10 - тормоз колодочный ТКГ-400У2; 11 - электродвигатель 4ПФ-2Б250
Таблица 3.2.3
Краткие технические характеристики буровых лебедок (традиционных)
Наименование параметров ЛБУ-1200 ЛБУ-1200К ЛБУ22-720 ЛБУ-37-1100Д-1 ЛБУ-1200Д-1 ЛБУ-1200Д-П
Максимальная грузоподъемность, т 225 200 200 320 200 200
250 320 320
Расчетная мощность на входе в лебедку, кВт 710 645 670 710 710 710
Диаметр талевого каната, мм 32 28 28 35 32 32
Оснастка 5x6 5x6 5x6 5x6 5x6 5x6
6x7 6x7 6x7
Число скоростей вращения подъемного вала 5 6 4 4 5 5
Размеры подъемного барабана, мм диаметр длина 800 1030 650 840 635 840 685 1373 800 1030 800 1030
Тормозная система Ленточный тормоз с управляющим балансиром
Тормоз вспомогательный Гидродина- мический УТГ-1450 Электромагнитный тормоз УТГ-1450 УТГ-1450 или ЭМТ-4500
ТЭП-4500 ТЭИ-710 ТЭИ-800
Размеры тормозного шкива, мм диаметр ширина 1450 250 1180 250 1180 250 1270 270 1450 250 1450 250
Привод дополнительный Привод дополни- тельный’* рПД’” РПД*** - Привод дополни- тельный”
Цепи 2Н-50.8 ЗН-50,8 ЗН-50,8 4Н-50.8 2Н-50,8 ЗН-50,8
2Н-50.8 2Н-50.8 2Н-50.8 2Н-50.8
ПР-12,7-1820-1 ПР-12,7-1820-1 6Н-38.1
Г0СТ13568-75 ГОСТ13568-75 ПР-12,7-1820-1
Г0СТ13568-75
Муфты 2МШУ-1070 МШУ-1070 МШУ-1070 2МШУ-1070 2МШУ-1070 2МШУ-1070
МШ-700 2МШ-700 2МШУ-500 МШУ-1070 МШ-700 МШ-700
2МШ-500 2МШ-500 Зубчатые 2МШУ-500 2МШ-500 2МШ-500
Кулачковые Зубчатые Зубчатые
Габаритные размеры, мм длина ширина высота 7250 3545 2865 5750 3181 2598 6854 3766 2695 8333 3227 2255 7407 2776 2575 7430 2903 2420’
Масса, кг 26547 22800 36400 40450 с системой охлаждения тормоза ТЭИ-800-60 23872 24450 (с УТГ-1450)
* Высота без бака гидродинамического тормоза.
“ Привод дополнительный предназначен для подъема и опускания вышки, для подъема бурильных труб
и аварийных работ.
“* функции РПД, кроме указанных в дополнительном приводе регулирование подачи долота на забой.
ную передачу на вращение ротора от главно-
го привода. Кинематическая схема изобра-
жена на рис. 3.2.3.
В табл. 3.2.3 приведены краткие техниче-
ские данные традиционных буровых лебедок.
Буровые лебёдки серии "ЭТ” (электри-
ческий привод и торможение электродвига-
телем), по сравнению с традиционными ле-
бёдками с цепными передачами, имеют сле-
дующие преимущества.
1. В лебёдках серии "ЭТ" отсутствуют:
- цепные передачи;
- шинно-пневматические муфты;
- вспомогательный тормоз (электромаг-
нитный, электрический индуктивный, гид-
родинамический) ;
- ленточный тормоз;
- рукоятка управления тормозом.
2. Лебёдки имеют уменьшенные габа-
ритные размеры, а их масса меньше на
20.. .30 % по сравнению с лебёдками с цепны-
ми передачами.
3. Лебёдки имеют идеальную подъёмную
характеристику, регулирование скорости
подъёма и спуска осуществляется на 100 %.
4. Привод регулируемый. Электродви-
гатель (электродвигатели) главного привода
может быть как постоянного, так и перемен-
ного тока. Электродвигатель лебёдки может
использоваться в режимах:
- приводного электродвигателя, при
подъёме бурильной колонны;
- тормозной машины, при спуске бу-
рильной колонны;
- регулятора подачи долота, при буре-
нии.
5. В зубчатой трансмиссии применены
высококачественные стали, зубья имеют
специальное упрочнение с применением но-
вых технологий.
6. Лебедки имеют дисковые тормоза с
системой аварийного торможения, роль кото-
рых заключается в фиксации груза при ста-
тическом положении талевого блока и затор-
маживании при срабатывании блокировок.
7. Бесконтактные уплотнения валов ис-
ключают протекание масла наружу и про-
никновение пыли и влаги во внутрь транс-
миссии.
8. Переключение передач в зубчатой
трансмиссии с "быстрой" на "тихую" произ-
водится редко вследствие того, что работа с
бурильной колонной практически всегда
обеспечивается на "быстрой" передаче.
9. Дистанционное управление лебёдкой
создает комфортные условия труда, буриль-
щик может работать сидя в кресле, что спо-
собствует повышению производительности
труда.
Выпускаемые на ОМЗ лебёдки серии
"ЭТ" имеют грузоподъёмность на крюке от
160 до 500 т. Все лебёдки имеют одинаковое
конструкторское решение и подобные кине-
матические схемы. Рассмотрим устройство
лебёдки грузоподъёмностью 320 т (рис.3.2.4),
ее кинематическая схема представлена на
рис. 3.2.5.
Узлы лебёдки смонтированы на раме-
корпусе 11 (см. рис.3.2.4), которая крепится
к раме-модулю буровой лебёдки при помощи
болтовых соединений. Зубчатая трансмис-
сия включает валы: ведущий 1, промежу-
точный 12 и подъёмный 19. Подъёмный вал
19 предназначен для навивки определённо-
го объёма каната при подъёме и свивки ка-
ната при спуске. Особенность подъёмного
вала лебедок серии ЭТ заключается в том,
что ведомый вал зубчатой трансмиссии вы-
полнен совместно с подъёмным валом и со-
ставляет с ним единое целое. На обечайке
барабана установлены накладки с нарезкой
определённого профиля и направления для
укладки каната, предназначенные для рав-
номерной навивки каната. В левой части
подъёмного вала установлено зубчатое ве-
домое колесо. В корпусе зубчатой трансмис-
сии имеются смотровые люки 20. Зубчатая
трансмиссия обеспечивает изменение кру-
тящего момента на барабане лебёдки и не-
обходимого тягового усилия на крюке. Пере-
ключение передач "тихая" или "быстрая" в
зубчатой трансмиссии осуществляется с ПО-
Рис.3.2.4. Лебедка ЛБУ-1100ЭТ-3
Рис.3.2.5. Кинематическая схема лебедки ЛБУ-1100ЭТ-3
мощью механизма переключения 3. Левая
консоль вала ведущего посредством муфты
шинно-пневматической соединена с допол-
нительным приводом лебёдки. Правая кон-
соль вала ведущего посредством зубчатой
муфты 15 соединена с валом электродвига-
теля 4. В буровых лебедках применяют две
тормозные системы - основную и вспомога-
тельную. Основная служит для торможения
барабана при выполнении спуска буриль-
ной и обсадной колонн. Вспомогательная -
для оперативного торможения, для фикса-
ции (стопорения) барабана в нужном поло-
жении, а также для торможения барабана в
следующих аварийных ситуациях:
- разгерметизация (отказ) пневмосис-
темы ;
- переподъем талевого блока;
- обесточивание электродвигателей.
Основное торможение осуществляется
подъемным электродвигателем, а вспомога-
тельное - пневмомеханическим тормозом. В
лебёдке установлены два тормоза пневмоме-
ханических 2. Каждый тормоз состоит из
двух рабочих и одного аварийного тормоз-
ных зажимов. Рабочий тормозной зажим со-
стоит из опорного кронштейна, двух рыча-
гов, установленных в кронштейне и соеди-
нённых с ним осями. В средней части зажи-
ма установлены колодки, а в верхней части -
пневмоцилиндры. Торможение осуществля-
ется посредством подачи воздуха под давле-
нием в пневмоцилиндры, которые прижима-
ют колодки к тормозному диску.
Устройство аварийных тормозных за-
жимов аналогично рабочим тормозным за-
жимам, только вместо обычных пневмоци-
линдров устанавливаются пневмоцилиндры
с пружиной. Такой тип тормозов относится к
нормально-замкнутым тормозным устрой-
ствам. При спуско-подъёмных операциях,
при бурении и других работах с участием бу-
ровой лебёдки аварийные тормозные зажи-
мы должны быть расторможены. При необ-
ходимости быстрого затормаживания, а так-
же при срабатывании блокировок из пнев-
моцилиндров аварийных тормозных зажи-
мов выпускается воздух, пружина разжима-
ется, тормозные колодки накладываются на
диск, и происходит затормаживание. Для то-
го, чтобы растормозить диски, необходимо
вновь подать воздух в пневмоцилиндры.
Для удержания вала подъёмного в не-
подвижном состоянии установлено стопор-
ное устройство 9, предназначенное для ис-
пользования при длительных стоянках, ре-
монтных работах. На правой консоли вала
подъёмного могут устанавливаться различ-
ные датчики скорости подъема, длины све-
чи, глубины скважины. Комплекс датчиков 8
выбирает заказчик, в зависимости от систе-
мы управлением буровой установкой (анало-
говая или цифровая система). Смазка зубча-
той трансмиссии осуществляется от смазоч-
ной станции 10. По раме корпуса проложен
воздухопровод 17 для пневматического уп-
равления лебёдкой.
Все вращающиеся элементы закрыты
ограждениями 2, 12, 14 (см. рис.3.2.4), кото-
рые оборудованы индуктивными датчика-
ми. Датчики контролируют установку ог-
раждений. При отсутствии ограждений дат-
чик даёт сигнал (команду) на обесточивание
пускового электродвигателя и затормажива-
ние механического тормоза. Для подъёма ле-
бёдки при монтаже-демонтаже используют-
ся палочные захваты 7. Для установки и вы-
верки соосности электродвигателя при мон-
таже, наладке предусмотрены регулировоч-
ные винты 6.
Технические характеристики лебедок
серии «ЭТ» приведены в табл. 3.2.4.
Стабилизатор (рис.3.2.6) предназна-
чен для гашения колебаний быстроходной
ветви талевого каната при спуско-подъём-
ных операциях. При навивке ходовой ветви
талевого каната обеспечивается правильная
его укладка на барабан, что повышает срок
службы каната.
Стабилизатор состоит из двух стоек 1,
которые крепятся посредством бонок и бол-
тов к кронштейнам 6. Кронштейны при помо-
щи болтов крепятся к раме-корпусу лебёдки.
В стойках 1 установлены направляющие 4, по
которым перемещаются втулки 5. На втулках
устанавливаются две направляющие 2, по ко-
торым перемещается каретка 3. В корпусе ка-
ретки установлены на осях 7 два ролика 8 на
подшипниках 9. Перемещение каретки по на-
правляющим и других движущихся элемен-
тов стабилизатора производится на втулках
из антифрикционного материала.
Привод лебёдки дополнительный (ре-
гулятор подачи долота электрический РПДЭ)
предназначен для автоматической подачи
долота на забой при бурении скважин.
Привод лебёдки дополнительный обес-
печивает режимы работ:
- поддержание заданной нагрузки на
долото при бурении (обеспечивается с пуль-
та управления и задаётся бурильщиком);
- поддержание заданной скорости по-
дачи или подъёма инструмента при бурении
или проработке скважины, аварийном подъ-
ёме инструмента;
- подъём и опускание вышки.
Привод лебёдки дополнительный
(рис.3.2.7) состоит из электродвигателя по-
стоянного тока 3, редуктора 5, тормоза коло-
дочного 9 и муфты шинно-пневматической
6. Все механизмы установлены на раме 2
привода дополнительного и закреплены бол-
товыми соединениями. После выверки соос-
ности и крепления на раме 2 редуктор 5, эле-
ктродвигатель 3 фиксируются упорами 10.
Электродвигатель 3 соединяется с быстро-
ходным валом редуктора втулочно-пальце-
вой упругой муфтой. Втулка зубчатой муф-
ты, установленная на валу редуктора, вы-
полняет функции тормозного шкива коло-
дочного тормоза. Воздухопровод привода ле-
бёдки дополнительного является продолже-
нием воздухопровода лебёдки. Блок пневмо-
аппаратуры 8 является частью воздухопро-
Таблица 3.2.4
Краткие технические данные буровых лебедок серии «ЭТ»
Наименование параметров ЛБУ-600ЭТ-3-П ЛБУ-600ЭТ-3 ЛБУ-670ЭТ-3 ЛБУ-900ЭТ-3 ЛБУ-1100ЭТ-3 ЛБУ-1500ЭТ-3
Максимальная грузоподъемность, т 160 175 200 225 250 270 320 320 400 400 500
Расчетная мощность на входе в лебедку, кВт 600 600 670 900 1100 1500
Диаметр талевого каната, мм 28 28 28 32 35 38
Оснастка 4x5 4x5 5x6 5x6 5x6 5x6 6x7 5x6 6x7 5x6 6x7
Число скоростей вращения подъемного вала 2 2 2 2 2 2
Размеры подъемного барабана, мм диаметр длина 500 1190 500 1190 500 1190 600 1243 685 1373 760 1466
Тормозная система Приводными электродвигателями
Тормоз дисково-колодочный пневматический
Размеры тормозного диска, мм диаметр 730 и 1150 730 730 730 730 730
Привод дополнительный Привод от электродвигателя пере- менного тока. Подъем и опускание вышки, аварийный подъем труб. Привод от электродвигателя постоянного тока, с функциями РПД. Подъем и опускание вышки, аварийный подъем труб.
Габаритные размеры, мм длина ширина высота 3320 2935 2155 4160 2930 2155 4348 2830 2155 4365 300 2185 4397 3216 2265 7816 3558 2422
Масса, кг 19200 20170 21000 23000 26310 40620
Рис.3.2.6. Стабилизатор
б
Рис.3.2.7. Привод лебедки дополнительный:
а - основной вид; б - вид в плане
вода. Все вращающиеся детали дополни-
тельного привода закрыты ограждениями.
Привод лебёдки дополнительный кре-
пится посредством болтовых соединений к
раме модуля буровой лебёдки и соединяется
с быстроходным (ведущим) валом зубчатой
трансмиссии буровой лебёдки посредством
шинно-пневматической муфты.
Привод лебёдки дополнительный мо-
жет комплектоваться приводным электро-
двигателем переменного тока. В этом случае
будут обеспечиваться следующие режимы
работы:
- подъём и опускание вышки во время
монтажа и демонтажа буровой установки;
- аварийный подъём инструмента.
Кроме механических узлов в привод ле-
бёдки дополнительный входит электрообо-
рудование, которое должно быть перед нача-
лом эксплуатации установлено, отрегулиро-
вано и подготовлено к работе.
Краткая техническая характеристика
привода лебедки дополнительного:
Подводимая мощность, кВт (л.с.) 90 (122,5)
Род тока постоянный
Диапазон скоростей спуска-подьёма, м/с 0...200
Габаритные размеры, мм
-длина 2186
-ширина 1716
-высота 1860
Масса, кг 3150
3.2.2. Талевая система
Талевая система буровых установок
служит для преобразования вращательного
движения барабана лебедки в поступатель-
ное перемещение крюка, на котором подве-
шивается колонна, а также для уменьшения
силы натяжения струн и конца каната, на-
виваемого на барабан лебедки, за счет уве-
личения скорости его движения.
При помощи талевой системы осуще-
ствляется подъем колонны на длину свечи,
поддержание свечей, при свинчивании с ко-
лонной в процессе спуска, а также различ-
ные вспомогательные операции по подъему
грузов в процессе бурения скважины.
Талевая система состоит из неподвижной
группы шкивов (кронблока, установленного в
верхней части буровой вышки) и подвижной
группы шкивов (талевого блока), соединенных
между собой талевым канатом, один конец ко-
торого крепится к барабану лебедки, а второй -
через механизм крепления неподвижной ветви
каната - к основанию вышки. К талевому блоку
присоединяется крюк или автоматический эле-
ватор. Д ля соединения с крюками талевые бло-
ки снабжаются серьгой, размещаемой в отвер-
стиях кронштейнов, приваренных к нижним
концам щек.
Талевые системы могут работать в ре-
жиме ручной расстановки бурильных труб и
с комплексом механизмов АСП. При ручной
расстановке свеч применяют крюкоблоки
(крюки, совмещенные с талевыми блоками),
а при работе с АСП - талевые блоки с разне-
сенными секциями шкивов под траверсы
штропов для подвески к ним автоматичес-
кого элеватора.
Крюки, присоединяемые к талевому
блоку, предназначены:
- для подвешивания вертлюга и буриль-
ной колонны при бурении скважины;
- подвешивания с помощью штропов и
элеватора колонн бурильных и обсадных труб
в процессе спуско-подъемных операций;
- подъема, спуска и подтаскивания гру-
зов при монтажно-демонтажных работах.
При всех операциях спуско-подъёма
талевый блок, являющийся подвижной час-
тью полиспаста, совершает возвратно-по-
ступательное движение. В зависимости от
необходимой грузоподъемности, кратность
и схема оснастки полиспаста может быть
выбрана различной. Сегодня при выборе и
оценке конструкции талевой системы следу-
ет иметь в виду, что от ее вида и конструкции
во многом зависит скорость спуско-подъем-
ных операций, являющаяся важным факто-
ром в процессе проводки и ремонта скважин.
Возможны следующие виды талевых систем
(их оснастка):
- без талевого блока (на прямом контакте);
- с закреплением конца каната на крон-
блоке;
- с закреплением конца каната к осно-
ванию буровой вышки;
- с закреплением конца каната к тале-
вому блоку.
Система оснастки с закреплением не-
подвижного конца каната к основанию вы-
шки, а подвижного конца на барабане лебед-
ки является наиболее распространенной.
Она позволяет включать датчик для измере-
ния величины натяжения в канате. При та-
кой оснастке кратность полиспаста равна
числу рабочих струн (всех струн, кроме не-
подвижного и подвижного концов), т.е. крат-
ность полиспаста равна удвоенному числу
шкивов (роликов) на талевом блоке.
Применяются оснастки 1x2, 2x3, 3x4,
41x5, 5x6, 6x7, где первые числа указывают
на количество шкивов на талевом блоке, а
вторые - на кронблоке.
Полиспаст, позволяя получить выигрыш
в силе на подвижной струне каната, увеличи-
вает длину каната, навиваемого на барабан
лебедки пропорционально его кратности. Так,
при оснастке 5x6 и подъеме колонны на д ли-
ну свечи 25 м на барабан необходимо намо-
тать 250 м каната. Поэтому естественно, что
при конструктивно разумных размерах бара-
бана лебедки навивку каната на него прихо-
дится производить в несколько слоев.
Основными характеристиками, опре-
деляющими назначение подъемного меха-
низма и размеры его частей, являются:
- грузоподъемность на крюке QKp;
- мощность N,,,.;
- скорость движения крюка VK;
- высота вышки Нв;
- число ветвей в талевой системе ц..
Кронблоки. Кронблок (головной блок)
монтируется на верхней раме мачты или на
подкронблочных балках вышки. Он удержи-
вает на весу подвижную часть талевой сис-
темы и служит для размещения свободно
вращающихся шкивов талевой системы. Со-
временные кронблоки ОМЗ совмещены с
верхней рамой буровой вышки (кроме ба-
шенных вышек) и конструктивно определя-
ются типом вышки и схемой талевой систе-
мы, принимаемой в зависимости от располо-
жения бурового оборудования на основании
и внутри вышки.
Кронблоки имеют шифры, в которые
входят: первая буква завода-изготовителя;
порядковый номер узла, принятый на заводе;
комплектность кронблока с вышкой опреде-
ленного типа, грузоподъемность на крюке.
В качестве примера рассмотрим шифр
кронблока УКБ-6-325;
УКБ-6-325 (рис.3.2.8):
У - Уралмашзавод, КБ - кронблок, 6 -
число шкивов, 325 - допускаемая нагрузка
на кронблок в тоннах.
Кронблоки УКБА-6-200, УКБА-6-270,
УЗ-300 и УКБА-7-500 применяют с вышками
башенной конструкции. Они рассчитаны на
ручную, а также на механизированную (с по-
мощью комплекса механизмов типа АСП)
расстановку свечей. КронблокиУКБА-6 -250,
УКБА-7-320 и УКБА-7-400-1 используют
только с А-образными вышками. Они рас-
Таблица 3.2.5
Параметры кронблоков
Показатели Буровые установки с ручной расстановкой свечей
УКБ-6-250 УКБ-6-270 УКБ-7-400 для ЗД86-1 УКБ-7-400 для ЗД86-2 УКБ-7-500
Максимальная нагрузка, кН 2500 2700 4000 4000 5000
Число канатных шкивов 6 6 7 7 7+2
Диаметр каната, мм 28 32 32 32 35
Наружный диаметр шкива, мм 1000 1120 1120 1120 1400
Диаметр шкива по дну канавки, мм 900 1000 1010 1010 1285
Диаметр оси, мм 220 220 260 260 280
Подшипник шкива 97744ЛМ Конический двухрядный 220x340x100 42244 Роликовый цилиндрический 220x400x65 7097152М Конический двухрядный 260x400x104 7097556М280Х 420x110
Габаритные размеры, мм: длина ширина высота 3180 2606 1335 2320 1440 1322 2220 1460 1590 3230 3190 2440 6815 2440 2200
Масса, кг 3885 3430 3560 6400 9515
Показатели Буровые установки с ручной расстановкой свечей
УКБА-6-250 УКБА-6-400 УКБА-7-500 УКБА-7-600 УКБА-7-600 для UNOC 500
Максимальная нагрузка, кН 2500 4000 5000 6000 6000
Число канатных шкивов 6 6 7+2 7 7+2
Диаметр каната, мм 28 35 35 38 38
Наружный диаметр шкива, мм 1000 1400 1400 1500 1500
Диаметр шкива по дну канавки, мм 900 1285 1285 1365 1375
Диаметр оси, мм 220 280 280 380 280
Подшипник шкива 97744ЛМ Конический двухрядный 220x340x100 7097156М Конический двухрядный 280x420x110 7097156М Конический двухрядный 280x420x110 1097976К Конический двухрядный 380x520x150 7097156М Конический двухрядный 280x420x110
Габаритные размеры, мм: длина ширина высота 4390 2820 1810 4390 3190 2200 6750 3130 2192 5090 2250 2240 6920 3250 2360
Масса, кг 5170 8040 9925 11683 11855
Рис.3.2.8 . Кронблок УКБ-6-325:
1 - рама кронблока; 2 - стойки крепления козел; 3 - секция шкивов; 4 - обводной шкив; 5 - шкив вспомогательный
считаны на механизированную расстановку
свечей с помощью комплекса механизмов
типа АСП.
Кронблоки Уралмашзавода (табл. 3.2.5)
предназначены для работы только с опреде-
ленными типами вышек.
В некоторых случаях ветви каната пере-
водятся за пределы вышки на обводных (пара-
зитных) шкивах или за счет разворота край-
них в оснастке шкивов полиспаста (схема "а").
Корпуса опор под оси шкивов и их сек-
ций приварены на раме кронблока, а съем-
ные крышки опор крепятся шпильками с
гайками. Кожухи шкивов и секций устанав-
ливаются на шпильки поверх гаек крепления
крышек опор и фиксируются контргайками.
На раме кронблока могут быть установ-
лены узлы и устройства, не относящиеся к
талевой системе.
Талевые блоки, крюкоблоки. Тале-
вый блок является подвижной частью тале-
вой системы. Конструктивно он связан с
крюком, который предназначен для подве-
шивания бурильных и обсадных колонн при
бурении и СПО (рис.3.2.9).
По назначению их можно разделить на
две группы: талевые блоки для БУ с ручной
расстановкой свечей и талевые блоки для
работы с комплексами АСП.
Рис.3.2.9. Талевый блок УТБ-6-320:
1 - щека; 2 - шкив; 3 - ось; 4 - подшипник; 5 - втулка; 6 - кожух боковой; 7 - кожух нижний; 8 - ось;
9 - наголовник
Таблица 3.2.6
Параметры талевых блоков
Параметры УТБ-5-250 УТБ-5-225 УТБ-6-320
Грузоподъемность, т 250 225 320
Количество шкивов, шт. 5 5 6
Наружный диаметр шкива, мм 1000 1120 1120
Профиль желоба шкива под канат диаметром, мм 28 32 32
Масса, кг 2470 3220 3920
Высота, мм 2070 2220 2690
Ширина, мм 860 1170 1010
Применяются талевые блоки с располо-
жением шкивов на одной оси и соосные с
двумя осями. Отечественные конструкции
талевых блоков с расположенными на одной
оси шкивами применяются только в буровых
установках с ручной расстановкой труб. Та-
левые блоки могут соединяться с крюком
шарнирно или жестко. Талевые блоки, жест-
ко соединенные с крюком, называют крю-
коблоками. В процессе бурения крюк (крю-
коблок) соединяется с вертлюгом, а при вы-
полнении СПО - с элеватором. Для этого в со-
ставе подъемной системы предусмотрены
штропы вертлюга и элеватора.
В процессе бурения крюк удерживает
подвешенный на штропе вертикально пере-
мещающийся вертлюг с вращающейся бу-
рильной колонной; воспринимает крутящий
момент, возникающий на опоре вертлюга,
при вращении бурильной колонны ротором;
обеспечивает автоматическое запирание
центрального рога после ввода в него штро-
па вертлюга, когда ведущая труба находится
в шурфе при переходе от СПО к бурению,
или, наоборот, освобождает штроп вертлюга
с ведущей трубой, устанавливаемые в шурф
при переходе от бурения к подъёму; надёжно
удерживает в зеве крюка штроп вертлюга
при внезапных остановках в скважине спус-
каемой колонны.
При операциях спуска и подъёма
крюк обеспечивает; надёжное удерживание
штропов при спуске и подъёме бурильной
или обсадной колонны; лёгкое поворачива-
ние крюка и манипулирование им в процессе
захватывания и освобождения свечей; раз-
грузку резьб замковых соединений от веса
свечи при её отвинчивании от бурильной ко-
лонны; автоматический приподъём отвин-
ченной от колонны свечи (при операциях её
подъёма) на высоту, несколько большую дли-
ны замковой резьбы; автоматическую уста-
новку элеватора в заданной позиции для за-
хвата очередной свечи из-за пальца вышки
или при подъёме для освобождения свечи.
Наиболее сложные функции крюк вы-
полняет при работе с бурильными колонна-
ми, и это определяет его конструкцию.
Основными параметрами талевых бло-
ков (табл. 3.2.6) и крюкоблоков являются:
грузоподъемность и количество шкивов. Эти
параметры, как правило, отображаются в
обозначении талевого блока: У - изготовлен
Уралмашзаводом; Т - талевый; Б - блок (для
блоков комплексов АСП добавляется буква А,
для крюкоблоков - К); 5 - количество шки-
вов; 250 - грузоподъемность, т.
Талевые блоки для работы с комплек-
сом механизмов типа АСП. Для работы с
применением АСП используются талевые
блоки, разделенные в середине на две части
Таблица 3.2.7
Параметры талевых блоков для работы с комплексом механизмов типа АСП
Технические характеристики Тип талевого блока
УТБА-5-200 УТБА-5-320 УТБА-6-400 УТБА-6-500
Грузоподъемность, т 200 320 400 500
Число канатных шкивов, мм 5 5 6 6
Наружный диаметр шкивов, мм 1000 1400 1400 1500
Профиль желоба шкива под канат диаметром, мм 28 35 35 38
Размеры подшипников (конические двухрядные), мм 220x340x100 280x420x110 280x420x110 280x420x110
Габаритные размеры, мм: высота ширина (по оси шкивов ) ширина в плоскости шкивов 2215 1440 1050 2705 1485 1450 2735 1500 1450 2845 1570 1550
Масса, кг 4000 6850 7721 7420
Рис.3.2.10. Крюкоблок УТБК
для автоматического завода труб внутрь та-
левого блока на ось скважины.
Талевые блоки состоят из двух секций,
соединенных рамой, имеющей в центре тру-
бу с вырезом для перемещения бурильной
трубы к центру скважины или в подсвечник
и для ее центрирования при спуско-подъём-
ных операциях. Снизу труба имеет воронку,
а сверху закрыта от ударов вертикально на-
езжающей трубы головкой, имеющей завод-
ную фаску.
Щеки каждой секции соединены в ниж-
ней части двумя осями, на которых подвеше-
ны траверсы с валиками под штропы авто-
матического элеватора, а в верхней - травер-
сы с резиновыми амортизаторами для по-
садки центратора комплекса АСП. Секции с
боков и снизу защищены кожухами, предо-
храняющими талевый канат от выпадения
из ручьев шкивов.
Талевые блоки, в зависимости от грузо-
подъемности и диаметра каната, имеют раз-
ное количество шкивов или разные их диа-
метры (табл. 3.2.7).
Буровые крюки по конструктивному
исполнению бывают двух- и трехрогие,
Параметры крюкоблоков
Таблица 3.2.8
Показатели Крюкоблок
УТБК-5-225 (НБО-Д, НБО-Э) УТБК-6-320 (ЗД86-1, ЗД86- 2) УТБК-6-450 УТБК-5-225 УТБК-5-320
Максимальная нагрузка га крюке, кН 2250 3200 4500 2250 3200
Число канатных шкивов 5 6 6 5 5
Диаметр каната, мм 32 32 35 28 35
Наружный диаметр шкива, мм 1120 1120 1400 1000 1400
Диаметр шкива по дну канавки, мм 1000 1010 1285 900 1285
Диаметр оси шкива, мм 220 260 280 220 280
Исполнение крюка Пластинчатый Пластинчатый Литой Литой Литой
Ход пружины крюка, мм 145 200 200 145 200
Подщипник шкива 42244 7097152М 7097156М 97744ЛМ 7097156М
Роликоподшипник Конический Конический Конический Конический
двухрядный двухрядный двухрядный двухрядный двухрядный
220x440x65 260x400x104 280x420x110 220x340x100 220x340x100
Масса, кг 6100 7520 8500 5320 7970
Размеры (см. рис.3.28), мм н, 670 710 843 610 850
н2 1320 1780 875 1260 875
н3 1430 1 260 1612 1430 1612
н0 3280 3540 3507 3190 3507
Н 3950 4250 4350 3800 4090
В 1170 1160 1450 1060 1450
В, 320 300 700 320 700
в2 630 630 960 630 960
А 1125 1174 860 1010 860
А, 665 665 520 665 520
Д 220 220 200 220 200
3, 210 210 210 210 210
32 150 150 150 150 150
D 150 120 120 150 120
3 4 5
Рис. 3.2.11. Механизм крепления неподвижной ветви каната
они могут быть литые и пластинчатые. На
рис. 3.2.10 представлены конструкции
крюкоблоков ОМЗ, а в табл. 3.2.8 приведе-
ны их параметры.
Механизмы крепления неподвиж-
ной ветви талевого каната. В талевых ме-
ханизмах применяют устройства для креп-
ления неподвижной струны талевого каната
нескольких типов. Наряду с основным на-
значением рассматриваемые устройства
обеспечивают удобство и быстроту смены и
перепуска талевого каната. В буровых уста-
новках ОМЗ применяют механизмы крепле-
ния неподвижной ветви талевого каната
трех типов.
Механизмы для крепления неподвиж-
ной струны талевого каната (рис. 3.2.11) раз-
личаются по грузоподъемности и состоят из
станины 1, на которой находится рычаг 4 с
осью 7 и подшипником качения 8. На рычаге
установлены конический барабан 6 и зажи-
мы 3 для крепления талевого каната 5. Бла-
годаря вращению конического барабана в
подшипнике 10, расположенном на оси 9,
канат без скольжения, легко и быстро пере-
мещается по барабану, что позволяет сокра-
тить время, задалживаемое на смену и пере-
пуск каната. Планки 12, закрепленные на
рычаге, удерживают витки каната от пере-
хлёстывания при вращении барабана. После
смены и перепусков каната барабан жестко
соединяется с рычагом при помощи стопор-
ного пальца 11, а свободный конец каната
крепится в зажимах 3. Перенос места уста-
новки датчика веса с неподвижной струны
каната в устройство для крепления ее позво-
Таблица 3.2.9
Техническая характеристика устройств для крепления неподвижной ветви талевого каната
Технические характеристики Механизмы крепления неподвижной ветви каната по диаметру барабана, мм
700 750 900
Диаметр талевого каната, мм 28-32 28-35 38
Максимально допустимое натяжение каната, кН 350 340 520
Число витков на барабане, шт. 4 4 4
Нагрузка на датчик веса, кН 100 100 300
Габаритные размеры, мм: длина ширина высота 1110 385 1060 1250 565 1250 1390 500 1285
Масса, кг 620 860 1455
ляет ускорить смену и перепуск каната за
счет устранения операций, связанных со
снятием и установкой датчика веса (выпол-
няемых в случае его расположения на непо-
движной струне).
Техническая характеристика уст-
ройств для крепления неподвижной струны
талевого каната, используемых в отечест-
венных буровых установках, приведена в
табл. 3.2.9.
Подвески вертлюгов используются
только в установках с АСП и КМСП, в кото-
рых при выполнении спуско-подъёмных
операций применяют автоматический эле-
ватор. При бурении к нему через дополни-
тельное промежуточное звено подвески
вертлюга подвешивается вертлюг.
Технические характеристики подвесок
вертлюга
Грузоподъёмность, т 320 450
Габаритные размеры, мм:
просвет петлевого штропа,
вертикальный 1050 1400
просвет от штропов до скобы 1790 2320
Масса, кг
723 1312
Подвеска вертлюга (рис. 3.2.12) состоит
из двух петлевых штропов 1, надевающихся
на боковые рога автоматического элеватора.
Снизу к петлевым штропам подвешена цент-
ральная серьга 2, имеющая расточку для
оси. На ось подвешена скоба 3 для штропа
вертлюга. На ветвях штропа вертлюга за-
креплены: кронштейны 4, ограничивающие
перемещение штропа вертлюга 5 в скобе.
Подвески вертлюга, которыми оснаща-
ются буровые установки, идентичны по кон-
струкции и отличаются грузоподъемностью.
3.2.3. Устройства захвата
труб для подъема
(элеваторы)
Устройства захвата труб для подъема в
бурении обычно называются элеваторами,
хотя для этих целей могут также приме-
няться зажимные патроны, резьбовые нип-
пели, вертлюжные пробки, хомуты и другие
устройства.
Элеваторы применяют для подвешива-
ния на талевой системе или столе ротора бу-
рильных или обсадных труб при выполнении
СПО, а также для укладки труб. В установках
с подвижным вращателем (силовой привод)
элеваторы могут выполнять функции свин-
чивания-развинчивания и укладки труб.
Тип и конструкция труб определяют
классификацию элеваторов по назначению.
Например, элеваторы для бурильных труб,
для обсадных труб, НКТ и штанг, элеваторы
для работы в установках с подвижным вра-
щателем, для работы в составе комплекса
АСП и т. д.
Конструктивная классификация
элеваторов приведена в табл. 3.2.1, схемы
трубных элеваторов - на рис. 3.2.13.
Параметрическая классификация
элеваторов базируется на величине двух па-
раметров: грузоподъемность и диаметр
труб. Грузоподъемность элеватора - это сум-
марная предельно допустимая на него на-
грузка, включающая вес колонны и допол-
нительные динамические нагрузки.
Параметры наиболее часто применяе-
мых в глубоком бурении элеваторов приведе-
ны в табл. 3.2.10 и 3.2.11.
Конструкции элеваторов. В устано-
вившейся практике бурения элеваторы под-
разделяют на створчатые, корпусные и авто-
матические. Все они в соответствии с клас-
сификацией относятся к устройствам под-
хватывающего действия.
Створчатый элеватор состоит из двух
шарнирно соединённых между собой ство-
рок с рукоятками. В каждой створке имеется
проушина для штропа с запирающим уст-
ройством, предназначенным для исключе-
ния самопроизвольного выпадения штропа.
Рис. 3.2.13. Схемы трубных элеваторов:
а - балочный для труб с муфтами; б - балочный для безмуфтовых труб с наружной высадкой; в - балочный
для безмуфтовых труб гладких; г - втулочный
Таблица 3.2.10
Техническая характеристика корпусных элеваторов типа КМ
Тип Г рузоподъемность, кН, не более Условный диаметр захватываемых труб, мм Габариты, мм, не более Масса, кг, не более
КМ 60-125 60 67,0
КМ 60Н-125 1250 60 610x225x250 66,0
КМ 73-125 73 63,0
КМ 7.3Н/НП-125 73 62,0
КМ 89-125 89 81,5
КМ 89Н/НП-125 1250 89 645x250x250 80,5
КМ 102-125 102 77,5
КМ 102Н-125 102 75.5
КМ 114-140 114 94.0
КМ 114Н-140 114 91,0
КМ 114НП-140 КМ 127-140 1400 114 127 670x295x260 92,0 89,0
КМ 127НП-140 127 86,0
КМ 129Л-140 129 89,0
КМ 140-170 140 131,0
КМ 140Н-170 КМ 146-170 1700 140 146 755x325x290 127,0 128,0
КМ 146П/НП-170 146 125,0
КМ 168-170 168 134,0
КМ 168П/НП-170 1700 168 780x345x290 129,0
КМ 178-170 178 129,0
КМ 89-200 89 120,5
КМ 89Н/НП-200 2000 89 710x255x310 119,5
КМ 102-200 102 116,5
КМ 102Н-200 102 113,5
КМ 114Н-250 114 151,0
КМ 114-250 114 155,0
КМ 114НП-250 2500 114 760x315x320 152,0
КМ 127-250 127 149,0
КМ 127НП-250 127 144,0
КМ 140-320 140 193,0
КМ 140Н-320 140 188,0
КМ 146-320 146 189,0
КМ 146П/НП-320 3200 146 800x340x350 185,0
КМ 168-320 168 177,0
КМ 168П/НП-320 168 171,0
КМ 178-320 178 171,0
КМ 194-320 3200 194 850x390x350 261,0
КМ 219-320 219 237,0
КМ 245-320 3200 245 900x435x350 295,0
КМ 273-320 273 265,0
КМ 299-320 3200 299 1020x490x350 340,0
КМ 324-320 324 310,0
КМ 340-320 КМ 351-320 3200 340 351 1070x510x350 363,0 352,0
КМ 377-320 3200 377 1100x535x350 395,0
Элеватор закрывается защёлкой с замковым
устройством. При сведении рукояток створ-
ки соединяются, и подпружиненная защёл-
ка одной створки находит на зуб второй
створки. Чтобы открыть ненагруженный
элеватор, надо оттянуть защёлку и развести
рукоятки со створками. Створчатые элевато-
ры применяются при небольшом весе бу-
Рис. 3.2.14. Корпусный элеватор типа КМ
рильной колонны и работают, как правило, в
паре с пневмоклиньями.
Корпусный элеватор состоит из мас-
сивного литого или кованого корпуса с про-
ушинами для штропов, дверцы и замка с
пружиной. Масса корпусных элеваторов 72 -
135 кг. Корпуса и дверцы изготовляются из
среднеуглеродистой низколегированной
хромом и никелем конструкционной стали с
от > 450 МПа. При ударе дверцы о корпус за-
мок автоматически закрывается. Под на-
грузкой элеватор не может самопроизвольно
открыться, т.к. защёлка прижимается поса-
дочной поверхностью муфты трубы.
Элеваторы для подвешивания буриль-
ных и обсадных труб применяют при нагруз-
ках 1250 - 3200 кН. Это корпусные элевато-
ры типа ЭК диаметрами 114 - 426 мм и типа
КМ диаметрами 89 - 377 мм. Для нагрузок
320 - 1250 кН и диаметров труб 48 - 127 мм
применяют двуштропные литые элеваторы
типа ЭТАД.
Корпусный элеватор типа КМ (рис.
3.2.14) состоит из корпуса 1 и створки 5. В
левой части корпуса 1 элеватора укреплена
защелка 2 с пружиной, удерживающая
створку в закрытом положении. На створке
шарнирно укреплена рукоятка 3 с эксцент-
риком, при повороте которой одновременно
открываются защелка и створка элеватора.
Шарнирные самозапирающиеся фиксаторы
4 в проушинах элеватора обеспечивают сво-
бодный ввод штропов в проушины и предот-
вращают самопроизвольное выпадение их в
Рис. 3.2.15. Элеватор ЭАЛ
8 9 10
Таблица 3.2.11
Техническая характеристика элеватора ЗАЛ-1
Параметры Э АЛ-1-114 ЭАЛ-1-141 ЭАЛ-1-168
Допускаемая нагрузка, МН 0,75 1,25 1,25
Диаметр расточки, мм 118 146 172
Размеры, мм:
длина 520 560 580
ширина 445 490 520
высота 270 270 270
Масса, кг 76,5 88,7 98,2
Таблица 3.2.12
Техническая характеристика штропов
Параметры ШБН-300 ШБН-200 ШБН-125 ШБУ*-125
Допускаемая нагрузка, МН 3 2 1,25 1,25
Длина, м 2 2 1,89 1,20
Диаметр, мм 90 85 75 75
Масса пары, кг 420 380 285 179
* У - укороченные штропы.
процессе работы. Для вывода штропов из
проушин фиксаторы открывают вручную
крючком.
В верхней части корпус имеет предо-
хранительную расточку, исключающую воз-
можность выхода трубы из элеватора, нахо-
дящегося под нагрузкой при спуско-подъём-
ных операциях; опорные поверхности элева-
тора под муфту трубы обрабатывают токами
высокой частоты до твёрдости 45 -50 HRC.
Корпусные элеваторы типа ЭК изготов-
ляют для следующих диаметров труб; 60, 73,
89, 102, 114, 127, 140 и 168 мм и для предель-
ных нагрузок: 1100, 1400, 1700, 2000, 2500 и
3200 кН, по ГОСТ 25362 -82 (СТ СЭВ 3187 -81).
Элеваторы для подвешивания колонны
бурильных или обсадных труб на столе ротора
имеют особенности. Литой полуавтоматичес-
кий элеватор ЭАЛ (рис. 3.2.15) конструктивно
относится к двустворчатому (бескорпусному)
и состоит из двух створок 1 и 2, замкового уст-
ройства, осей шарнира 8 и 9 и пружины 10.
Замковое устройство размещено на левой
створке элеватора и состоит из защёлки 3, оси
4, пружин 5 и 13, замка 11 и оси 12. Правая
створка на передней части имеет бурт полу-
круглой формы, который в момент закрытия
элеватора входит в паз корпуса и тыльной ча-
стью упирается в защёлку. Благодаря двум
пружинам 5 и 13 защёлка всё время находит-
ся в прижатом к корпусу положении. Ось 9, со-
единяющая обе створки, наклонена к верти-
кальной оси элеватора под углом 10°, что ис-
ключает самопроизвольное открытие элевато-
ра под нагрузкой. Назначение наклонной оси
ещё и в том, что после открытия элеватора под
действием пружины он, поворачиваясь на
штропах, отталкивается от трубы, т.е. не нуж-
но дополнительного усилия рабочего. Чтобы
штропы не выходили из проушин, имеются
предохранители 7, закреплённые пальцем 6.
Этот тип элеватора используется при спуско-
подъёмных операциях с клиновым захватом.
Посадка элеватора на ротор не допускается.
При спуске в скважину обсадных труб
используют литые элеваторы ЭН и кованые
элеваторы ЭО и ЭКО, которые относятся к
типу корпусных элеваторов с одной створ-
кой (дверкой).
Штропы представляют собой промежу-
точное звено между крюком и элеватором, на
котором подвешивается колонна бурильных
или обсадных труб. В настоящее время при-
меняются одно- и двухветвевые штропы. Од-
новетвевые штропы на 15-20 % легче двух-
ветвевых. Штропы - это вытянутые на одной
оси стальные петли овальной конфигурации,
один конец которых изогнут для более удоб-
ного расположения в рогах подъёмного крю-
ка. Иногда в нижней части имеются ручки.
Техническая характеристика штропов
приведена в табл. 3.2.11.
Элеватор автоматический (ЭА) (рис.
3.2.16) предназначен для автоматического
захвата и освобождения колонны бурильных
труб в процессе проведения спуско-подъем-
ных операций (СПО) в составе комплекса ме-
ханизмов типа АСП или КМСП, а также для
Рис. 3.2.16. Элеватор автоматический ЭА-320
подвески вертлюга буровой установки в про-
цессе проводки скважины. В настоящее вре-
мя используются элеваторы автоматические
ЭА-320, ЭА-400 и ЭА-500.
Технические характеристики элева-
торов типа ЭА
Грузоподъемность, т..........320,400 и 500
Диаметры применяемых труб:
- бурильные отечественного
производства с прямоугольными
и коническими опорными
поверхностями, мм ...................89-146
- утяжеленные, мм ..................102; 146
- импортные по СТ 5 APJ
с прямоугольными опорными
поверхностями, дюйм...................3_-5 1/2
- импортные по СТ 7 APJ
с коническими опорными
поверхностями, дюйм...................4 -5 1/2
Проходное отверстие, мм..............160;200
Элеваторы типа ЭА относятся к устрой-
ствам, заводимым на свечу сверху при подъе-
ме и снизу при спуске бурильной колонны.
Элеватор состоит из двух основных групп уст-
ройств: силовых деталей и рычажной систе-
мы. К группе силовых деталей относятся де-
тали, воспринимающие нагрузку от массы
колонны бурильных труб в процессе СПО и
при бурении. К ним относятся: комплект кли-
ньев 1, стакан 2,упорный подшипник 3, тра-
верса 4, штропы 5, оси 6, пальцы 7, скоба 8
(см. рис. 3.2.16). Рычажная система автома-
тического элеватора состоит из: корпуса 9,
звеньев 10, 11, средних рычагов 12, кареток
13 и 14, пружины 15, копира 16, рычагов 17.
Рычажная система кроме того содержит три
силовых пневматических цилиндра 18. Тра-
верса 4 представляет собой стальную отливку
с проушинами для подсоединения к ней двух
штропов 5, при помощи которых элеватор
подсоединяется к осям талевого блока. Штро-
пы к траверсе присоединяются при помощи
осей 6 и имеют возможность отклоняться от
вертикальной оси на определенный угол, не-
обходимый для заводки штропов элеватора в
проушины талевого блока. Внутрь траверсы
установлен упорный шарикоподшипник 3,
обеспечивающий свободный поворот стакана
2 вместе с закрепленной на нем рычажной си-
стемой, в случае свинчивания-развинчива-
ния очередной свечи в процессе СПО. Внут-
ренняя полость траверсы и подшипник защи-
щены от попадания бурового раствора лаби-
ринтным уплотнением. На упорный подшип-
ник 3 устанавливается стакан 2, имеющий
три наклонных паза, по которым перемеща-
ются клинья 1. На нижней части стакана при
помощи пальцев 7 крепится скоба 8. Скоба 8
представляет собой стальную отливку с двумя
приливами для подсоединения штропов под-
вески вертлюга или ручного элеватора. Оба
зева, образованные приливами и нижней
плоскостью траверсы 4, запираются стопора-
ми 19, которые исключают произвольное со-
скакивание штропов. В верхней части скобы
в двух приливах установлены стопоры 20, ко-
торыми при бурении фиксируют скобу отно-
сительно траверсы. В наклонных пазах ста-
кана 2 установлен комплект клиньев 1. В
нижнем положении прямоугольные клинья
замыкаются своими боковыми поверхностя-
ми друг на друга (конические не замыкаются),
образуя равномерную окружность; в этом по-
ложении клинья удерживают колонну бу-
рильных труб под торец муфты замкового со-
единения или под коническую опорную по-
верхность муфты. Для каждого типоразмера
бурильных труб, переводника или проточки в
элеватор устанавливается соответствующий
комплект клиньев. На верхней плоскости кли-
на выбиты цифры, указывающие диаметр бу-
рильных труб, для работы с которыми ис-
пользуется данный комплект. Крепление кли-
ньев быстросъемное, что позволяет произво-
дить смену их в процессе СПО без примене-
ния специального инструмента.
Рычажная система выполнена в виде
самостоятельной сборочной единицы и кре-
пится к стакану элеватора шпильками. Кор-
пус представляет собой сварную металлокон-
струкцию и предназначен для направления
движения каретки внутренней 13 (см. рис.
3.2.16), на которой, в свою очередь, смонти-
рована каретка 14. К каретке 14 закреплены
на осях рычаги 17. Рычаги имеют ролики 21,
которые находятся при работе постоянно в
контакте с бурильной свечой, а также ролики
22, взаимодействующие со специальными
поверхностями копира 16. Копир 16 пред-
ставляет собой сварную конструкцию и со-
стоит из кольца с копирными поверхностями
и воронки для направления движения ниппе-
ля свечи. Каретка внутренняя 13 демпфиру-
ется пружиной 15 и соединена системой зве-
ньев 10 и 11 через средний рычаг 12 с клинь-
ями 1. На стакане 2 смонтированы три амор-
тизирующих устройства, предназначенные
для компенсации разновысотности коничес-
ких клиньев 1 и создания дополнительного
усилия при подъеме клиньев. На копире ры-
чажной системы установлено три пневмати-
ческих цилиндра 18. На каретке 14 приваре-
ны три упора, в которые упираются штоки
цилиндров, когда осуществляется принуди-
тельный подъем клиньев. Воздух к цилинд-
рам подводится от сети буровой установки
через рукав. Управление цилиндрами осуще-
ствляется краном с поста бурильщика.
Работа ЭА осуществляется в следующей
последовательности. При подъеме колонны
труб элеватор заводится на бурильную трубу
сверху. Для этого элеватор, подвешенный на
талевом блоке, на пониженной скорости опу-
скается отверстием в стакане 2 (см. рис.
3.2.16) на конец колонны бурильных труб, вы-
ступающий из ротора буровой установки.
Клинья 1 нижними поверхностями входят в
контакт с торцом муфты бурильной свечи, и
при дальнейшем движении элеватора вниз
клинья 1 перемещаются вверх по наклонным
пазам стакана 2. Движение от клиньев 1 че-
рез звено 11, средний рычаг 12, звено 10 пе-
редается на каретку внутреннюю 13, которая
при этом перемещается вниз, сжимая пружи-
ну 15. Как только клинья 1 пропустят нижний
бурт муфты верхнего конца колонны буриль-
ных труб, пружина 15 возвратит каретку 13 и
вместе с ней клинья 1 в исходное положение.
Клинья 1 замкнутся, образуя при этом коль-
цо. В таком положении при дальнейшем дви-
жении элеватора вверх (подъеме) произойдет
подхват колонны бурильных труб под торец
муфты или под коническую опорную поверх-
ность муфты, в зависимости от типа приме-
няемых бурильных труб. При спуске колонны
бурильных труб в скважину очередная свеча
заносится в талевый блок и опускается в во-
ронку элеватора. При этом ниппель нижнего
конца свечи утапливает вниз ролики 21. Ры-
чаги 17 опускаются и расходятся. Ролики 22
перемещаются вниз по вертикальной части
копирных поверхностей копира 16 и выходят
на их наклонную поверхность. Каретка 14 и
каретка внутренняя 13 опускаются вниз,
сжимая пружину 15. Каретка внутренняя 13
через звено 10, средний рычаг 12 и звено 11
поднимает клинья 1 вверх по наклонным па-
зам стакана 2 до полного их разведения. По-
рожний элеватор поднимается вверх по све-
Б-Б
252
Рис. 3.2.17. Элеватор установки УРБ-2А-2:
1 - крышка; 2 - ось; 3 - обойма; 4 - штуцер сменный к элеватору; 5 - корпус; 6 - болт; 7 - кольцо;
8 - прокладка; 9 - полукольцо; 10 - кожух; 11 - шпиндель; 12 - затвор; 13 - пружина; 14 - шарик; 15 - упор
че. При подходе к верху свечи и при сходе ро-
ликов 21с верхней части свечи элеватор под-
хватит колонну бурильных труб под бурт или
под коническую поверхность муфты с переда-
чей нагрузки на силовые детали элеватора.
При этом рычаги под воздействием пружин
возвращаются в исходное положение. Пружи-
на 15 разжимается, перемещает каретку вну-
треннюю 13 и каретку 14 вверх, клинья 1 опу-
скаются, образуя замкнутое кольцо.
Элеватор подвижного вращателя ус-
тановки УРБ-2А-2 предназначен для спуска
и подъема, а также свинчивания, развинчи-
вания и укладки труб. Он относится к элева-
торам, захватывающим трубу за лыску зам-
ка и заводимым на трубу сверху.
Технические характеристики элеватора
Грузоподъемность, т (кН) ...........5(50)
Диаметр захватываемых труб, мм......50, 60,3
Крутящий момент, кГм .................200
Элеватор состоит из следующих основ-
ных деталей (рис. 3.2.17): шпинделя 11, кор-
пуса 5, сменного штуцера 4, обоймы 3 и за-
твора 12. Элеватор крепится на шпинделе
вращателя с помощью двух полуколец 9, шту-
цера 4 и болтов 6. В нижней части корпуса 5
при помощи осей 2 закреплена обойма 3, в
пазу которой установлен затвор 12. Величи-
на хода затвора в обойме ограничивается
упорами 15. Для захвата трубы элеватором
необходимо совместить отверстия обоймы и
затвора и в образовавшееся отверстие ввести
муфту трубы до совмещения ее верхних лы-
сок с прорезью затвора, затем закрыть за-
твор. Затвор в закрытом и открытом положе-
ниях фиксируется двумя пружинными фик-
саторами, кроме того, при вращении он удер-
живается в закрытом положении центробеж-
ной силой. Во время спуско-подъемных опе-
раций корпус 5 находится в нижнем положе-
нии по отношению к шпинделю 11 и своими
кулачками ложится на фланец шпинделя. В
этом положении корпус может свободно про-
ворачиваться относительно шпинделя, что
обеспечивает безопасность работ, так как ис-
ключается вращение инструмента при слу-
чайном включении вращателя. При наращи-
вании инструмента для соединения штуцера
с бурильной трубой необходимо шпиндель 11
опустить вниз относительно корпуса 5 так,
чтобы резьбовой конец штуцера зашел в
муфту трубы, и дать вращение шпинделю, в
процессе чего штуцер навернется на трубу.
При этом кулачки корпуса 5 находятся выше
кулачков шпинделя 11 и не препятствуют
вращению шпинделя относительно корпуса.
Во время бурения крутящий момент со
шпинделя вращателя передается через
шпиндель элеватора, болты 6 и штуцер 4 на
бурильную трубу. Для свинчивания и раз-
винчивания инструмента необходимо уста-
новить шпиндель в среднее положение отно-
сительно корпуса 5 так, чтобы кулачки
шпинделя и корпуса находились в зацепле-
нии. В этом положении крутящий момент от
шпинделя вращателя посредством шлиц пе-
редается через шпиндель элеватора, корпус
5, оси 2, обойму 3 и затвор 12 на бурильную
трубу. Среднее положение шпинделя относи-
тельно корпуса устанавливается совмещени-
ем кромки кожуха с проточкой корпуса. При
укладке труб в горизонтальное положение
обойма 3 элеватора вместе с затвором пово-
рачивается вокруг осей 2. Штропы, на кото-
рых подвешивается элеватор, служат проме-
жуточным звеном между элеватором и тале-
вым крюком. Грузоподъемность штропов оп-
ределяется аналогично грузоподъемности
элеватора.
3.2.4. Устройства для
удержания труб на устье
скважины
Предназначены для захвата и удержа-
ния на весу бурильных, утяжелённых, на-
сосно-компрессорных и обсадных труб. Кро-
ме того, они могут выполнять следующие
функции:
- передача вращения от ротора буриль-
ной колонне;
- удержание труб от проворачивания
при свинчивании-развинчивании;
- смазка и очистка наружной поверхно-
сти труб.
При выполнении основной функции
обычно выполняются две операции: закрепле-
ния и раскрепления, причем они могут выпол-
няться механизмами или вручную. По назна-
чению эти устройства подразделяются в соот-
ветствии с типом захватываемых труб. На-
пример, трубодержатели для бурильных труб,
трубодержатели для обсадных труб и т.д.
По способу выполнения функции за-
хвата труб они подразделяются на устройства
подхватывающего действия (подкладные
вилки, элеваторы) и устройства зажимные
(спайдеры, патроны и клиновые захваты). На-
иболее часто при бурении глубоких скважин
применяются клиновые захваты, а при про-
ходке неглубоких скважин - элеваторы и под-
кладные вилки. Подкладные вилки применя-
ются для работы с трубами, имеющими лыс-
ки на замке, а также при бурении шнеками.
Конструктивная классификация ус-
тройств для удержания труб на устье приве-
дена в табл. 3.2.1. Наиболее часто в буровых
установках применяются устройства грави-
тационного типа, в которых клинья переме-
щаются в осевом направлении пневмоци-
линдром (пневматические клиновые захва-
ты), и зажимают трубу за счет ее веса.
Параметрическая классификация
предусматривает два параметра: допускае-
мая осевая нагрузка и диапазон диаметров
захватываемых труб. Типоразмерный ряд
определяется назначением (тип труб) и гру-
зоподъемностью. Конструктивно главным
параметром пневматических клиновых за-
хватов является проходное отверстие в столе
ротора.
Пневматические клиновые захваты.
Пневматический клиновой захват (рис.
3.2.18) состоит из втулки 5, четырех кониче-
ских вкладышей 4, клиньев 2 с плашками 9.
Втулка и вкладыши неподвижны относи-
тельно стола, а клинья с плашками могут пе-
ремещаться по наклонным пазам вклады-
шей. При перемещении вниз клинья сколь-
зят по наклонным пазам вкладышей и сбли-
жаются в радиальном направлении. Под
действием радиального усилия, возникаю-
щего в клиньях от собственного веса колон-
ны, плашки зажимают трубу, и колонна
удерживается в роторе. Для освобождения
зажатой трубы клинья перемещаются вверх
одновременно с колонной труб, поднимае-
мой крюком. Привод клинового захвата осу-
ществляется при помощи пневматического
цилиндра 11, закреплённого на кронштейне
станины 12 ротора. Шток пневматического
цилиндра соединяется с коротким плечом
рычага 10. Длинное плечо рычага на конце
имеет вилкообразную форму и надевается
на ролики 8 кольцевой рамы 7, с которой со-
единяются стойки 6, перемещающиеся в
вертикальных направляющих пазах втулки
5. Верхние концы стоек укреплены в держав-
ке 1, которая рычагами 3 соединяется с кли-
ньями 2. Под действием сжатого воздуха, по-
даваемого в поршневую полость пневмоци-
линдра, шток поршня поворачивает рычаг
10 против часовой стрелки. При этом коль-
цевая рама 7 вместе со стойками 6, держав-
кой 1 и рычагами 3 перемещается вверх и
поднимает клинья 2. Обратное перемещение
клиньев осуществляется при подаче сжатого
воздуха в штоковую полость пневмоцилинд-
ра и повороте рычага 10 по часовой стрелке.
Рычаги 3 обеспечивают перемещение клинь-
ев в радиальном направлении при подъёме и
опускании клиньев. Соотношение плеч ры-
чага 10 выбирается в зависимости от хода
поршня пневмоцилиндра и необходимой вы-
соты подъёма клиньев.
Вес бурильной колонны, удерживаемой
клиновым захватом, ограничивается допус-
каемым контактным давлением между
плашками и телом трубы. Для снижения
контактных давлений пользуются удлинён-
ными клиньями и специальными плашками,
охватывающими трубу с минимальным за-
зором между их продольными торцами. В не-
которых конструкциях вместо трёх исполь-
зуется шесть клиньев, что способствует бо-
лее равномерному распределению контакт-
ных давлений.
При недостаточной способности удер-
жать колонну труб клиновые захваты заме-
няются подкладным кольцом для установки
элеватора либо подкладными клиньями,
удерживающими трубу за торец муфты. Для
спуска обсадных труб, диаметр которых
больше диаметра конусной втулки, исполь-
зуется подкладное кольцо, заменяющее кли-
нья и конусную втулку.
Во время бурения ПКР-560 клинья с
державками убираются и заменяются зажи-
мом под ведущую трубу, стойки с кольцевой
рамой опускаются в крайнее нижнее поло-
жение, а в ПКР-700 клинья приподнимаются
для установки роликового направляющего
вкладыша. Управление пневматическим
клиновым захватом осуществляется педаль-
ным краном, установленным у пульта бу-
рильщика.
Клиновой пневматический захват
предназначен для механизированного за-
хвата в роторе насосно-компрессорных, бу-
рильных и утяжелённых бурильных труб,
передачи вращения от ротора бурильной ко-
лонне при снятых клиньях, очистки наруж-
ной поверхности труб, механизированного
отвода клиньев.
Клиновой пневматический захват
ПКРО560М (см. табл. 3.2.13) предназначен
для механизированного захвата в роторах
Р560 и Р700 (с промежуточной вставкой) об-
садных труб, а также бурильных труб при
спуске обсадных колонн секциями.
Клиновые захваты типа ПКРБО пред-
назначены для механизированного, частич-
но автоматизированного захвата в роторе
насосно-компрессорных, бурильных, утяже-
лённых и обсадных труб, передачи враще-
ния от ротора бурильной колонне через
встроенный роликовый зажим, проведения
работ без трудоёмких операций по снятию и
установке клиньев, вкладышей, зажимов ве-
дущей трубы, смазке и очистке наружной
поверхности труб на буровых установках 7-
Таблица 3.2.13
Технические характеристики ПКР0560М
Параметры ПКР0560М ПКР560М
Допускаемая нагрузка (осевая), кН 2000 3200
Условный диаметр захватываемых труб, мм: минимальный максимальный 140 340 48 203
Габариты, мм 1517x750x750 1770x820x1500
Масса с клиньями (для труб диаметром 140, 127, 114мм), кг 1550 1630
Таблица 3.2.14
Технические характеристики клиновых пневматических захватов
Параметры Типоразмер
ПКРБО560 ПКРБО700 ПКРБО950 ПКРБО1260
Допускаемая нагрузка (осевая), кН 3200 4000 6300 8000
Условный диаметр захватываемых труб, мм 60-340 60-508 48-508 48-508
Крутящий момент, кН • м 80 80 80 80
Давление в пневмосистеме, МПа 0,7-0,9 0,7-0,9 0,7-0,9 0,7-0,9
Число размеров клиньев со сменными плашками 3 4 4 4
Габариты, мм 17009001650 1700_950_1650 1860_1160J530 2300_1460J 530
Масса с клиньями (для труб диаметром от минимального до максимального), кг 3810 5600 6600 7100
го класса для ПКРБО560 и 8-го класса для
ПКРБ0700, 9-го и 10-го классов для
ПКРБО950 и 11-го класса для ПКРБО1260. В
табл. 3.2.14 приведены технические харак-
теристики захватов этих типов.
Спайдеры применяются при спуске тя-
жёлых обсадных колонн. Их устанавливают
вместо ротора над устьем скважины. Внутри
них расположены клиновые плашки с попе-
речными насечками, захватывающие трубу
обсадной колонны.
Ручные клинья для бурильных и об-
садных труб представляют собой механизм,
в который входят четыре клина с набором
плашек, имеющих зубчатую насечку и упор-
ную пластину. Каждые два клина при помо-
щи шарнира, болта и ручки соединены в две
секции, которые двумя рабочими одновре-
менно опускаются в зазор между бурильной
трубой и внутренней конусной поверхнос-
тью роторных вкладышей. Бурильные трубы
в этот момент в роторе удерживаются в под-
вешенном состоянии. Чтобы освободить
клинья, трубы приподнимают и клинья из-
влекают из роторных вкладышей. Плашки
клиньев изготовляют из стали марки 12ХН2
и подвергают термообработке.
3.2.5. Устройства
свинчивания-развинчивания
труб
Устройства свинчивания-развинчива-
ния труб, которые традиционно называют
ключами, предназначены для механизации
или автоматизации свинчивания и развин-
чивания труб в процессе спуско-подъёмных
операций. В качестве вспомогательных
функций можно назвать: сборку забойных
компоновок и двигателей, удержание труб
на устье скважины, проворачивание колон-
ны труб в скважине, перемещение труб для
укладки.
По назначению ключи классифициру-
ют по следующим признакам: по типу труб
(БТ, ОТ, НКТ, Ш), области работ (разведоч-
ное бурение, глубокое бурение, ремонт). Кро-
ме того, в бурении широко применяются
специальные ключи, предназначенные для
сборки-разборки бурового инструмента, на-
пример, ключи для работы с породоразру-
шающим инструментом. Существуют также
специализированные ключи, предназначен-
ные для раскрепления (срыва) и докрепле-
ния резьбы.
Таблица 3.2.15
Диапазон изменения параметров ключей в зависимости от назначения
(Механические ключи к установкам для бурения разведочных скважин и ремонта)
Параметры ключей Назначение ключей
штанги НКТ БТ ОТ
Диаметр захватываемых труб, мм 16-25 48-114 73-299 114-451
Максимальный крутящий момент, кН м 7-10 12-92 25-89 31-89
Масса ключей, кг 45-150 150-410 190-600 250-860
Операции развинчивания труб обычно
осуществляются в следующей последова-
тельности: подведение ключа к трубе (трубы
к ключу): захват трубы для удержания от по-
ворота и передачи вращения: срыв резьбы;
отвинчивание трубы; освобождение соеди-
нения от захватов; отведение ключа от тру-
бы (трубы от ключа). Обычно все эти опера-
ции выполняет один ключ, но иногда для
срыва и докрепления резьб применяются до-
полнительные ключи. В установках с по-
движным вращателем функции ключа часто
выполняет вращатель.
По способу выполнения функции раз-
винчивания-свинчивания труб все ключи
можно разделить на ключи с непрерывным и
дискретным (прерывистым) вращением тру-
бы при свинчивании-развинчивании.
По конструктивному типу ключи
можно классифицировать по конструкции
устройств, обеспечивающих выполнение ос-
новных технологических функций (см. табл.
3.2.21).
Главными параметрами ключей сле-
дует считать диаметр развинчиваемых труб
и крутящий момент. В соответствии с этими
параметрами достаточно трудно сформиро-
вать типоразмерный ряд, так как наиболее
часто ключи стараются делать универсаль-
ными. Диапазон изменения параметров ме-
ханических ключей к установкам для буре-
ния разведочных скважин и ремонта приве-
ден в табл. 3.2.15.
Ключ УМК-1 (рис. 3.2.19) состоит из
четырёх шарнирно соединённых между со-
бой челюстей 4, 5, 7, 8 и рычага 6. В ком-
плект ключа входят две сменные челюсти 8,
одна из которых предназначена для захвата
труб диаметрами 108 - 178 мм, вторая - для
труб диаметрами 140-212 мм. Все челюсти
соединены между собой и с рычагом при по-
мощи пальцев 2. Ключ закрывается защёл-
кой 1, прикреплённой к челюсти 4. Машин-
ный ключ под действием смонтированных
на корпусной челюсти 4 пружин 3 должен
автоматически закрываться после установ-
ки его на трубу. В челюсти 7 простроганы
два паза типа «ласточкин хвост», в которые
вставляются сменные плашки с насечкой
(сухари УМК). Сухари обеспечивают доста-
точный момент трения в начале затяжки
ключа, когда нормальное давление челюстей
на трубу ещё относительно небольшое. В
дальнейшем челюсти плотно обхватывают
трубу и создаётся усилие, предупреждающее
проскальзывание ключа по поверхности
трубы, муфты или замка.
Два машинных ключа УМК-1 подвеше-
ны в горизонтальном положении у ротора на
специальных канатах, которые перекинуты
через блоки, прикреплённые к поясам вы-
шки. К другим концам каната подвешивают-
12 3 4 2 5 6
8 7 2
Рис. 3.2.19. Универсальный машинный ключ УМК-1
ся грузы, уравновешивающие ключи. Благо-
даря уравновешиванию ключи легко пере-
двигаются по вертикали в процессе спуско-
подъёмных операций на необходимую высо-
ту. Один из ключей ставится для задержки
трубы от проворачивания. Для этого его хво-
стовик соединён канатом с ногой вышки.
Этот ключ надевается на замковую муфту
нижней трубы и отводится в крайнее поло-
жение. Второй ключ подвешен с противопо-
ложной стороны ротора. Он надевается на
замковый ниппель верхней трубы. Хвосто-
вик ключа соединён канатом со штоком
пневмораскрепителя буровой лебёдки. За
один ход пневмораскрепителя ключ прово-
рачивается на 60 - 70°. Этот ключ относится
к ключам дискретного действия.
Стационарные автоматические буро-
вые ключи. Стационарные автоматические
буровые ключи являются одним из узлов, без
которых невозможно выполнение СПО с по-
мощью комплекса механизмов АСП (КМСП).
Ниже рассматривается конструкция ключей
нового поколения АКБ-4 и КБГ-2.
По конструкции эти ключи можно клас-
сифицировать по двум признакам:
1. По расположению относительно цен-
тра скважины:
- отводные; вращатель и нижнее трубо-
зажимное устройство перемещаются к центру
скважины и обратно, а также поворачивают в
горизонтальной плоскости на шурф для нара-
щивания. Подвод (отвод) осуществляется
пневмоцилиндрами. Верхнее и нижнее трубо-
зажимные устройства выполнены разрезны-
ми в виде вилки (разрезной вращатель);
- постоянно находящиеся на центре
скважины; верхнее и нижнее трубозажим-
ные устройства замкнутые, и колонна про-
ходит сквозь них (проходной вращатель).
Блок ключа перемещается по направляю-
щим по вертикали, в зависимости от высоты
разъёма бурильной колонны. Кроме того,
ключ может поворачиваться в горизонталь-
ной плоскости на шурф для наращивания.
2. По способу свинчивания (развинчи-
вания) замковых соединений:
- инерционного типа верхнее трубоза-
жимное устройство разгоняется вхолостую,
накапливается энергия в маховике, затем
челюсти сводятся на замке, происходит
свинчивание (развинчивание) соединения,
например, ключ АКБ-ЗМ2;
- безынерционного типа: челюсти верх-
него и нижнего трубозажимных устройств
зажимаются на замке, включается высоко-
моментная передача редуктора ключа, про-
исходит страгивание резьбы замкового со-
единения, затем редуктор переключается на
вторую скорость быстрого вращения. К это-
му типу относятся ключи типа АКБ-4, КБГ-2.
Техническая характеристика стацио-
нарных буровых ключей приведена в табл.
3.2.16.
Ключ АКБ-ЗМ2. Ключ буровой автома-
тический двухскоростной с пневмоприводом
АКБ-ЗМ2.Общий вид ключа показан на рис.
3.2.20, а. Ключ предназначен для свинчива-
ния (развинчивания) замковых соединений с
ограничением крутящего момента буриль-
ных, УБТ, обсадных и НКТ в процессе прове-
дения СПО. Он состоит из блока ключа 1, ко-
лонны 5 с кареткой 6, пульта управления 4.
Блок ключа включает в себя коробку передач
3, приводной двигатель 2, планетарный ре-
дуктор, ограничитель момента. В корпусе
Рис. 3.2.20. Ключи буровые автоматические стационарные: а - 2-скоростной с пневмоприводом АКБ-ЗМ2
б - с гидроприводом КБГ-2
Таблица 3.2.16
Технические характеристики автоматических стационарных буровых ключей
Параметры Тип бурового ключа
АКБ-ЗМ2 АКБ-4 КБГ-2
Условный диаметр захватываемых труб, мм: насосно-компрессорных бурильных обсадных 108-216 114-194 108-216 114-194 48-508
Максимальный крутящий момент, кН ♦ м 30,0 72,5 65,0
Частота вращения трубозажимного устройства, об/мин 0-105 0-105 0-80
Приводная мощность, кВт 13,0 13.0 22,0
Тип привода Пневматический Электрический Г идравлический
Давление, МПа, не более: в гидросистеме в пневмосистеме 0,7-0,98 0,7-0,9 32,0
Габаритные размеры, мм: ключа в сборке с механизмом позиционирования 1713x1013x2380 1730x1020x2700 2065x1050x3300
пульта управления 770x430x1320 790x430x1320 570x690x1650
станции управления (силовой установки) - - 1670x1150x1300
Масса ключа в собранном виде, кг 2900,0 3300,0 4650,0
ключа смонтировано верхнее трубозажим-
ное устройство. Оно же является вращателем
отворачиваемой (заворачиваемой) свечи
(трубы). Нижнее трубозажимное устройство
7 зажимает муфту выступающего из ротора
конца бурильной колонны и воспринимает
реактивный момент во время свинчивания
(развинчивания). На кронштейне корпуса ко-
робки передач и крышке планетарного ре-
дуктора смонтирован ограничитель крутя-
щего момента. Требуемый момент на свин-
чивание замкового соединения задается
вручную. Ограничение момента происходит
при работе ключа на медленной передаче,
когда выполняется докрепление резьбы. Мо-
мент сопротивления в резьбе и момент, раз-
виваемый пневмомотором, возрастает, соот-
ветственно возрастает и реактивный момент
на корпусе планетарного редуктора. Когда
момент, развиваемый ключом, достигнет за-
данной величины, открывается клапан сбро-
са давления. Давление с входа пневмомотора
сбрасывается, и он останавливается. Про-
цесс свинчивания прекращается.
Ключ буровой автоматический
стационарный с гидроприводом КБГ-2.
Ключ предназначен для механизации свин-
чивания-развинчивания бурильных, УБТ,
обсадных, НКТ, долот с контролем и автома-
тическим ограничением крутящего момен-
та, а также для механизации наращивания
бурильной колонны через дополнительный
шурф. Ключ КБГ-2 (см. рис. 3.2.20, б) состо-
ит из вращателя 1, стопорного ключа 2, ме-
ханизма позиционирования 3, пульта уп-
равления, силовой установки, коммуника-
ций. Особенность конструкции ключа КБГ-
2 - верхнее и нижнее трубозажимные уст-
ройства замкнутого типа, Кроме того, он
всегда находится на центре скважины и пе-
ремещается по вертикали вверх (вниз) и мо-
жет разворачиваться на шурф при наращи-
вании бурильной колонны.
Вращатель содержит трубозажимное
устройство замкнутого типа с рычагами, на
которых установлены челюсти. Рычаги, по-
ворачиваясь на своих осях, подводят и за-
жимают челюстями трубу при свинчива-
нии или развинчивании. Крутящий момент
передается от гидромотора через редуктор
на шестерню, в которой вмонтированы эти
рычаги.
Стопорный ключ является механиз-
мом, который удерживает трубу, посажен-
ную на ПКР, от поворота, в процессе свинчи-
вания, докрепления, страгивания, развин-
чивания резьбового соединения. Он также
является основанием, на которое устанавли-
вается вращатель. На его хвостовике разме-
щен датчик крутящего момента.
На передней части корпуса размещены
гидроцилиндры, которые предназначены
для подъема-спуска вращателя с захвачен-
ной трубой (свечой), в целях устранения осе-
вого давления от веса трубы (свечи) и подъё-
ма (спуска) ниппеля из муфты в процессе
свинчивания (развинчивания).
Механизм позиционирования предназ-
начен для удержания, подъёма, спуска клю-
ча в процессе СПО, для центрирования его в
горизонтальной плоскости, а также для по-
ворота в сторону при освобождении центра
скважины или для работы на дополнитель-
ном шурфе при наращивании. Механизм со-
стоит из опоры вращения, на которой кре-
пится стойка с направляющими, по которым
перемещается каретка с блоком ключа.
Спуск (подъём) каретки с ключом осуществ-
ляется гидроцилиндрами, собранными в
единый блок. В опору вмонтирован реечный
механизм поворота ключа.
В опору встроен пневмокомпенсатор,
который служит для компенсации от случай-
ных ударов по ключу элеватора или талевого
блока. Пневмокомпенсатор автоматически
возвращает ключ в исходное положение по-
сле его задавливания вниз принудительно
элеватором. Спуск-подъём блока ключа мо-
жет осуществляться с пульта управления. На
каретке смонтирован указатель крутящего
момента, состоящий из компенсационного
цилиндра и электроконтактного манометра.
Электроконтактный манометр служит для
ограничения момента, величина которого
регулируется.
С пульта управления осуществляется
управление всеми механизмами ключа си-
ловой установки, а также контроль за каче-
ством свинчивания и развинчивания резь-
бовых соединений труб.
Силовая установка и коммуникации.
Емкость гидробака силовой установки равна
280 литров. Электродвигатель вращает ак-
сиально-поршневой насос с регулятором
мощности. На маслобаке установлены филь-
тры очистки гидрожидкости с индикатором
загрязнения и воздушный фильтр. Система
автоматического контроля содержит датчи-
ки-реле уровня масла и температуры, а так-
же системы блокировки уровня масла, повы-
шения температуры, повышения давления в
гидросистеме.
3.2.6. Комплекс механизмов
для механизации СПО
(АСП и КМСП)
Существующие технические средства
для выполнения СПО можно условно разде-
лить на две группы:
1. Набор механизмов, в котором меха-
низируются только определенная часть
операций технологического процесса, на-
пример подъем, свинчивание-развинчива-
ние труб.
2. Комплекс механизмов с механизаци-
ей или частичной автоматизацией всех ос-
новных операций.
Если в первом комплексе механизмов
все основные технологические операции вы-
полняются последовательно, то вторые -
позволяют существенно сократить время
подъема-спуска одной свечи за счет совме-
щения отдельных операций. Например, при
подъеме бурильной колонны могут совме-
щаться операции спуска свободного элевато-
ра, отвинчивания свечи и укладки предыду-
щей свечи в магазин.
На ОАО «Уралмаш» еще в 1964 году бы-
ли созданы первые комплексы для механи-
зации СПО - автоматы спуска-подъема
(АСП), которые позволили существенно сни-
зить время СПО за счет совмещения опера-
ций технологического цикла. Эти комплексы
облегчили труд буровиков и позволили сни-
зить производственный травматизм. Вместе
с тем они существенно усложнили конструк-
цию буровой установки.
В соответствии с требованиями Правил
безопасности в нефтяной и газовой промы-
шленности, п. 2.4.1, для бурения скважин
глубиной свыше 4000 м БУ должны осна-
щаться комплексами АСП (КМСП). Ряд буро-
вых установок ОМЗ для глубокого, сверхглу-
бокого, а также для бурения на морском
шельфе оснащаются комплексами механиз-
мов типа АСП и КМСП для проведения СПО.
Комплексы ликвидируют тяжелый
труд верхового рабочего. Помощник буриль-
щика выполняет функции оператора, управ-
ляющего механизмами комплекса.
Применение комплекса АСП (КМСП)
при бурении нефтяных и газовых скважин
обеспечивает:
- совмещение во времени спуска-подъе-
ма колонны бурильных труб или спуска-
подъема элеватора с операциями по перено-
су и установке отвернутой свечи на подсвеч-
ник или к центру скважины, а также со свин-
чиванием-развинчиванием свечи с колон-
ной бурильных труб;
- механизацию переноса свечи на под-
свечник и в центр скважины;
- автоматический подхват и освобожде-
ние колонны бурильных труб;
- механизацию расстановки свечей .со-
ставленных из УБТ;
- фиксацию каждой свечи от выпада-
ния из магазинов, автоматическое открыва-
ние и закрывание защелок магазина во вре-
мя проведения СПО или при штормовом от-
стое (только для буровых судов и полупо-
гружных платформ);
Таблица 3.2.17
Техническая характеристика комплексов АСП и КМСП
Наименование параметра Тип комплекса
АСП-ЗМ1 АСП-ЗМ4 АСП-ЗМ5 АСП-ЗМ5-500 КМСП-6500 КМПС-6500БС КМСП-15000
Вместимость подсвечников для труб диаметром 114 мм, м 4200 6000 8200 20700
Г рузоподъемность элеватора автоматического, тс 400 400 500
Диаметр бурильных труб, мм 89...146 89..146, 168
Диаметр утяжеленных труб, мм 108,146,178,203
Длина свечи, м 25...29 33...40
Количество секций в подсвечниках 2x7 2x9 2x11 2x16
Давление воздуха в цилиндрах механизма подъема свечи, МПа 0,59...0,88
Грузоподъемность механизма подъема свечи при давлении 0,59 МПа, кН 52 74
Мощность электродвигателей перемещения стрелы и тележки, каждый, кВт 3,5 4,5
Скорость перемещения стрелы и тележки, м/с 0,4
Скорость подъема (спуска) отвернутой свечи, м/с 0,4
Управление Дистанционное с пульта управления
Масса, с учетом ЗИП, комплекта инструмента и сменных частей, кг 19600 24300 30180 39000 56600 95000 42290
Примечание.
КМСП-6500 - комплекс механизмов для бурения с полупогружных морских платформ при глубине моря 200 м.
КМСП-6500 БС - комплекс механизмов для бурения с бурового судна при глубине моря 300 м.
КМСП 15000 - комплекс механизмов для бурения на суше глубиной 15000 м.
- автоматический останов тележки ме-
ханизма расстановки свечей (МРС) против
выбранной секции магазина;
- необходимую блокировку и сигнали-
зацию положения механизмов с выводом
сигналов на пульт управления комплексом
во время проведения СПО;
- взаимную блокировку положения
стрелы МРС и талевого блока.
Комплекс АСП (КМСП) на БУ представ-
ляет собой набор механизмов, которые раз-
мещаются на кронблоке, вышке и основа-
нии вышечного блока, а также подвешива-
ются к талевому блоку. Для работы ком-
плекса АСП (КМСП) в составе БУ необходи-
мо наличие специального оборудования:
бурового ключа, талевого блока, пневмати-
ческого клинового захвата - пневматичес-
ких клиньев ротора (ПКР). Технические ха-
рактеристики комплексов АСП приведены в
табл. 3.2.17.
Расположение механизмов комплекса
показано на рис .3.2.21.
Механизмы, входящие в состав ком-
плекса, и выполняемые ими операции при-
ведены в табл. 3.2.18.
Устройство составных частей
комплексов
Элеватор автоматический (ЭА, ЭАУМ)
предназначен для автоматического захвата
и освобождения колонны бурильных труб в
процессе проведения СПО. Во время бурения
к его скобе через специальную подвеску под-
вешивается вертлюг (описание конструкции
дано в разделе «Элеваторы»).
Механизмы комплекса АСП (КМСП)
Таблица 3.2.18
Механизм (см. рис. 3.2.21) Выполняемая работа
Талевая система специальной конструкции (кронблок, талевый блок, 1,6) Подъем (спуск) колонны бурильных труб и порожнего автоматического элеватора (ЭА) ,
Механизм подъема свечи (МПС, 8,9) Подъем (спуск) отвернутой свечи
Механизм захвата свечи (МЗС, 5) Захват, приподъем и удержание отвернутой свечи во время ее подъема и переноса с центра скважины на подсвечник и обратно во время проведения СПО. Открытие кулачков в подъемном цилиндре (ЦП) при выносе свечи с центра скважины.
Элеватор автоматический (ЭА) Подхват бурильной колонны под буртик или конусную поверхность муфты, спуск -подъем колонны труб.
Центратор подвижный (ЦП) Удерживает верхний конец свечи во время ее свинчивания (развинчивания) с колонной бурильных труб, а также удерживает ТБ от раскачивания во время их совместного ' движения
Амортизаторы и центрирующие канаты ЦП Гасят удары ЦП при его посадке на упоры, осуществляют натяжение направляощих каната в, по которь м движется ЦП
Состоит из группы силовых деталей и
рычажной системы (PC). Силовые детали
воспринимают нагрузку от веса бурильной
или обсадной колонны. PC управляет спус-
ком-подъемом клиньев.
Стакан элеватора имеет три наклон-
ных паза, по которым перемещаются кли-
нья, связанные со звеньями PC. Клинья под-
хватывают под торец верхнюю муфту колон-
ны - элеваторы типа ЭА - или за конусную
поверхность - элеваторы типа ЭАУМ.
Для принудительного подъема клинь-
ев, освобождения элеватора от бурильной
колонны на его копире установлено три
пневмоцилиндра, штоки которых воздей-
ствуют на наружную каретку и подвешен-
ные к ней клинья. При помощи штропов и
осей ЭА (ЭАУМ) подвешиваются к талевому
блоку 6.
Механизм расстановки свечей (МРС)
4 (см. рис.3.2.21) переносит отвернутую све-
чу с центра скважины на подсвечник 14 и
обратно во время проведения СПО. Состоит
из корпуса 4, внутри которого вправо-влево
перемещается тележка 5. В раме тележки
вперед-назад перемещается стрела 10. К го-
ловке стрелы крепится МЗС. Перемещение
стрелы и тележки осуществляется от инди-
видуальных приводов. Привод содержит
электродвигатель, который через предохра-
нительную фрикционную муфту соединяет-
ся с червячным редуктором. Тележка пере-
мещается относительно неподвижной цепи,
протянутой вдоль направляющих, стрела
перемещается вместе с закрепленной на ней
цепью.
Отключение приводов осуществляется
конечными выключателями, установленны-
ми на тележке, а также оператором с пульта
АСП.
Для полупогружных и буровых судов
предусмотрен дополнительно нижний МРС.
Конструкция его аналогична верхнему МРС.
Отличие состоит в том, что к его стреле кре-
пится захват нижний (ЗН), который поддер-
живает низ свечи от раскачивания при ее
переносе при сильном волнении моря.
Механизм захвата свечи (МЗС) 11 (см.
рис.3.2.21) предназначен для захватывания,
приподъема и удержания отвернутой свечи,
открывания кулачков ЦП 13 при выносе све-
чи с центра скважины. Кроме этого, наго-
ловник МЗС открывает защелки в магазине
при захвате свечи (только на буровых судах).
МЗС крепится к головке стрелы МРС. Состо-
ит из неподвижной каретки, в которой пере-
Рис. 3.2.21. Комплекс механизмов типа АСП (КМСП)
мещается корпус. На корпусе закреплена
скоба с двумя наклонными пазами для пере-
мещения клиньев, с укрепленными на них
захватными губками. Корпус МЗС через тягу
и подъемный канат 8 соединяется со штоком
блока цилиндров МПС.
Механизм подъема свечи (МПС) 9
предназначен для спуска-подъема подвиж-
ных частей МЗС 11 при захвате и при подъ-
еме отвернутой свечи и воспринимает на-
грузку от ее веса. Устанавливается в верти-
кальном положении и удерживается специ-
альной стойкой с площадкой. МПС пред-
ставляет собой сдвоенный пневмоцилиндр.
Нижний шток крепится к кронштейну, а к
верхнему - подъемный канат 8. Цилиндры
работают раздельно. При подъеме свечи оба
цилиндра перемещаются относительно не-
подвижного штока, при этом происходит за-
хват и приподъем свечи. В нижнем положе-
нии блок цилиндров фиксируется защел-
кой. Затем подается давление в штоковую
полость верхнего цилиндра и происходит
дальнейший подъем захваченной свечи из
ЭА и ТБ.
Кронштейн поворотный (КП) (см.
рис.3.2.21) обеспечивает нормальную рабо-
ту кинематики МЗС при заполнении край-
них секций магазина. Устанавливается на
БУ, у которых количество секций в магазине
превышает 8. В остальных БУ, где количест-
во секций меньше 8, на подкронблочной пло-
щадке устанавливается блок.
КП устанавливается на подкронблоч-
ной площадке, состоит из поворотной колон-
ны и стрелы с обводными шкивами для про-
водки подъемного каната 8. Поворот колон-
ны осуществляется приводом через откры-
тую зубчатую передачу. Колонна имеет два
фиксированных положения, систему отклю-
чения привода.
Магазины 12 и подсвечники 14
предназначены для складирования отвер-
нутых свечей в вертикальном положении.
Магазин 12 - сварная металлоконструкция,
выполненная в виде гребенки. Подсвечник
14 - металлоконструкция, площадь кото-
рой разграничена на секции перегородка-
ми для направления движения низа свечи.
Каждая секция подсвечника закрывается
дверкой.
На разделенные пальцы магазина для
бурового судна установлены защелки, кото-
рые запирают каждую свечу. В исходном по-
ложении, когда магазин порожний, защелки
открыты. При установке свечи, в результате
удара свечой об упор, защелка закрывается,
фиксируя свечу от выпадения при качке суд-
на. Открывания защелки производится на-
головником МЗС при захвате свечи. Магази-
ны снабжены электрообогревом пальцев и
защелок. Кроме того, при штормовом отстое
магазины перекрываются запирающими ра-
мами, а пакеты свечей обвязываются стра-
ховочными канатами и принайтовываются
к кнехтам. Для сигнализации положения за-
щелок «открыто - закрыто» на каждой имеет-
ся бесконтактный датчик с выводом сигнала
на ПУ КМСП - 6500 БС.
Центратор подвижный ЦП 13 (см.
рис.3.2.21) удерживает верхний конец свечи
на центре скважины в процессе ее свинчива-
ния - развинчивания с колонной бурильных
труб. ЦП перемещается по направляющим
канатам 3, натяжение которых регулируется
и поддерживается амортизаторами, уста-
новленными на кронблоке. Амортизаторы 2
также гасят энергию центратора при посад-
ке его на конусные муфты направляющих
канатов. ЦП состоит из корпуса с направля-
ющими роликами и центрирующей головки.
Проем в корпусе ЦП закрывается подпружи-
ненными кулачками. Открывание кулачков
осуществляется наголовником МЗС при вы-
носе свечи с центра скважины, при заносе
свеча сама утапливает кулачки.
В состав комплекса входят также ПКР и
буровой ключ АКБ или КБГ. Их описание да-
но в соответствующих разделах.
Пост управления (ПУ) АСП (КМСП) 15
(см. рис.3.2.21) устанавливается на площад-
ке, закрепленной за подсвечником. ПУ со-
держит два командоаппарата управления
приводами перемещения тележки и стрелы
МРС. Золотниковый кран управляет цилинд-
рами МПС. На кронштейне ПУ установлено
зеркало для наблюдения за положением
МЗС относительно секций магазина. На па-
нели ПУ имеются лампочки сигнализации,
системы блокировки «талевый блок - стре-
ла», точной остановки тележки МРС напро-
тив заданной секции магазина, а также сиг-
нал «захват разрешен».
Если комплекс оснащен устройством
точной остановки тележки напротив задан-
ной секции магазина и КП, предусматрива-
ются специальные пульты, установленные
на этой же площадке в непосредственной
близости от ПУ.
Схема работы комплекса механизмов
типа АСП (КМСП). Последовательность вы-
полнения СПО и положение механизмов АСП
(КМСП) при этом показаны на рис. 3.2.22.
Подъем бурильной колонны:
1. ТБ находится в нижнем положении.
Клинья ПКР опущены и удерживают колон-
ну бурильных труб. Буровой ключ отведен от
колонны. МРС переносит свечу с центра
скважины на подсвечник.
2. ТБ поднимает колонну бурильных
труб. Клинья ПКР подняты. Буровой ключ
отведен. МРС продолжает переносить свечу
с центра скважины на подсвечник.
3. ТБ, продолжая подъем, сталкивается
с центратором и поднимает его. Буровой
ключ отведен. Клинья ПКР подняты. МРС ус-
танавливает свечу на подсвечник. МПС опус-
кает МЗС со свечой, МЗС освобождает свечу.
4. ТБ поднял колонну на величину све-
чи. Клинья ПКР опущены и удерживают ко-
лонну. Буровой ключ подводится к колонне.
МРС перемещает порожний МЗС в исходное
положение. Центратор находится в верхнем
положении, на ТБ.
5. ТБ опускается по бурильной колонне.
Клинья ПКР опущены. Буровой ключ отвин-
чивает свечу. МРС перемещает МЗС к цент-
ру скважины. Центратор опускается в исход-
ное положение, центрируя свечу.
6. МЗС подводится к отвинченной све-
че. ТБ находится в нижнем положении. Кли-
нья ПКР опущены. Буровой ключ отведен.
МЗС подведен к свече. МПС поднимает МЗС
со свечой. МРС выводит свечу из ТБ и цент-
ратора и переносит ее на подсвечник.
Спуск бурильной колонны:
1. ТБ с ЭА находятся в нижнем положе-
нии. Клинья ПКР опущены и удерживают ко-
лонну. Буровой ключ отведен. МРС устанав-
ливает свечу на центр скважины. МПС опус-
кает свечу в центре скважины.
2. Порожние ТБ и ЭА поднимаются по
свече. Клинья ПКР опущены. Буровой ключ
свинчивает свечу с бурильной колонной.
Верхний конец свечи удерживается ЦП. МРС
перемещает МЗС за следующей свечой.
3. ТБ поднят на величину свечи. ЭА
подхватывает колонну под верхний буртик.
Буровой ключ заканчивает свинчивание.
МЗС захватывает свечу.
4. МРС продолжает перенос свечи с
подсвечника к центру скважины. Буровой
ключ отводится от бурильной колонны. ТБ и
ЭА приподнимают бурильную колонну.
Рис. 3.2.22. Схема работы комплекса механизмов АСП (КМСП)
5. ТБ и ЭА опускают бурильную колон-
ну. ЦП движется вместе с ТБ, а затем садится
на конусные опоры направляющих канатов.
6. ТБ и ЭА опустил бурильную колонну
на величину наращенной свечи. Клинья ПКР
опущены. Буровой ключ отведен. МРС пере-
мещает МЗС со свечой в центр скважины.
Циклограмма работы комплекса АСП
приведена в первой части книги.
3.2.7. Гидравлические
подъемники
Отличительной особенностью гидрав-
лических подъемников является использо-
вание в качестве привода подъемной систе-
мы гидравлических цилиндров или гидромо-
торов. В данном разделе не будут рассматри-
ваться подъемные системы, использующие в
своем составе гидроприводные лебедки. По
сути, использование гидроприводных лебе-
док является вариантом обычных лебедоч-
ных систем подъема с электрическим или
механическим приводом.
Другой характерной особенностью гид-
равлических подъемников является совме-
щение в едином механизме функций спуско-
подъема и подачи. Именно благодаря этому
обстоятельству гидравлические подъемники
завоевывают все большую популярность.
Удобство управления гидравлическим подъ-
емником позволяет повысить управляемость
бурового процесса в целом.
В настоящее время подавляющая часть
буровых установок неглубокого бурения ос-
нащена именно гидравлическими подъем-
никами. Понемногу начинается внедрение
гидроподъемников в установках глубокого
бурения и агрегатах для ремонта скважин.
Как мы уже ответили, можно выделить
две большие группы гидравлических подъ-
емников: 1-е приводом от гидроцилиндров,
2 - с приводом от гидромоторов.
Подъемные системы с приводом от гид-
ромоторов представлены, в основном, так
Рис. 3.2.23. Гидравлический подъемник установки УРБ-2А-2:
1 - мачта; 2 - каретка; 3 - вращатель; 4 - гидроцилиндр; элементы талевой системы: 5 - канат подъема;
6 - канат подачи; 7 - головка; 8 - клин; 9 - болт; 10 - держатель
называемыми цепными подъемниками.
Цепной подъемник в простом варианте
представляет собой замкнутую цепь, между
звеньями которой расположена каретка с
вращателем или специальным вертлюжным
устройством. Недостатком системы являет-
ся нестабильная работа гидромотора при
низких оборотах.
Наиболее распространенным вариан-
том гидравлического подъемника является
подъемник с приводом от гидроцилиндров.
Различают подъемники с жесткой связью
между штоком гидроцилиндра и кареткой, а
также подъемники с гибкой, чаще всего ка-
натной связью. Последний вариант нашел
наибольшее распространение. Преимущест-
вом этого варианта является возможность
использования талевой системы, кратно уве-
личивающей длину хода каретки вращателя
по сравнению с ходом штока гидроцилиндра.
Это обстоятельство приобретает огромное
значение при больших ходах во время выпол-
нения спуско-подъемных операций.
Рассмотрим более подробно гидравли-
ческий подъемник установки УРБ-2А2
(рис.3.2.23). Он состоит из мачты, талевой
системы, каретки с установленным на ней
подвижным вращателем и гидравлического
цилиндра (гидродомкрата подачи).
Мачта (рис.3.2.24) имеет П - образную
форму, сваренную из швеллера несколькими
поперечными балками. Внутри мачты нахо-
дятся гидродомкрат подачи (в нижней части)
и две трубы (в верхней части), которые при-
нимают часть нагрузок при работе установ-
ки. Связанные между собой элементы мачты
создают жесткую конструкцию. Внутренние
поверхности швеллеров мачты являются на-
правляющими для каретки вращателя.
В рабочем положении мачта крепится
полумуфтами на раме установки, в транс-
портном положении верхняя часть мачты
ложится на переднюю опору и крепится к
ней специальным хомутом. Нижняя часть
мачты оснащена опорными домкратами.
Для удобства работы при спуско-подъемных
Рис. 3.2.24. Мачта установки УРБ-2А-2:
1 - ролик; 2 - каркас мачты; 3 - хомут
Рис. 3.2.25. Гидродомкрат подачи:
1 - ролик; 2 - подшипник; 3 - ось; 4 - вилка; 5 - фланец в сборе; 6 - опора; 7, 12- манжеты; 8, 14- кольца;
9 - шток; 10 - стакан; 11 - цилиндр; 13 - поршень; 15 - грязесъемник
операциях, а также для центрации инстру-
мента внизу мачты имеется стол. Для смаз-
ки подшипников качения верхнего и нижне-
го роликов есть масленки.
Талевая система предназначена для уд-
воения хода гидродомкрата подачи и состо-
ит из двух канатов и двух натяжных уст-
ройств. Одни концы канатов присоединяют-
ся к каретке вращателя, другие - к попереч-
ным балкам мачты. Для натяжки канатной
системы предусмотрены натяжные устрой-
ства. Для правильной работы системы и со-
хранения максимального хода вращателя
должно быть выполнено условие, когда ниж-
ние положения штока гидродомкрата пода-
чи и вращателя совпадают.
Гйдродомкрат подачи (рис.3.2.25) одно-
ступенчатый двойного действия обеспечи-
вает принудительную подачу, спуск и подъ-
ем инструмента. Гйдродомкрат состоит из
двух основных частей: цилиндра 11 и штока
9. Цилиндр, кроме выполнения своих пря-
мых функций, является элементом мачты.
Крепление его к каркасу мачты позволяет
воспринимать часть нагрузок от реактивно-
го момента при вращении снаряда. На на-
ружном конце штока закреплена вилка 4, в
которой на оси 3 и подшипниках качения 2
установлен ролик 1. Ролик служит для пере-
дачи движения со штока через канаты тале-
вой системы на каретку и вращатель. Для за-
медления скорости перемещения вращателя
в конце хода в гидродомкрате имеются спе-
циальные демпфирующие устройства. В
конце хода вверх стакан 10 постепенно пере-
крывает отверстие в стенке цилиндра и мас-
ло из цилиндра вытекает через узкую щель,
что замедляет движение штока, а значит и
вращателя. В конце хода вниз конец штока 9
входит в отверстие в основании цилиндра и
препятствует свободному выходу масла, что
обеспечивает замедление скорости движе-
ния вращателя.
Как мы уже отмечали ранее, примене-
ние гидравлических подъемников является
одной из основных тенденций развития бу-
ровой техники. Получив широкое распрост-
ранение в установках неглубокого бурения,
гидравлические подъемники начинают ак-
тивно внедряться в мобильных агрегатах
для ремонта и бурения скважин, в наиболее
совершенных конструкциях морских буро-
вых установок.
3.3. Системы
верхнего привода
Системы верхнего привода (СВП) явля-
ются принципиально новым типом механиз-
мов бурильных установок, обеспечивающих
выполнение целого ряда технологических опе-
раций. В принципе верхний привод представ-
ляет собой подвижный вращатель, оснащен-
ный комплексом средств механизации СПО.
По назначению верхний привод можно
подразделить на две категории: верхний
привод установок для бурения скважин на
суше и на море и верхний привод (силовой
вертлюг) для ремонтных агрегатов.
Системы верхнего привода буровых ус-
тановок получили широкое распростране-
ние в мировой практике. Общее количество
действующих СВП превышает 600 комплек-
тов, из которых около 100 используются в
наземных буровых установках, остальные -
для бурения на море. Широкое внедрение в
мировую практику верхнего привода объяс-
няется его преимуществами при проводке
вертикальных, наклонно направленных и
горизонтальных скважин.
Необходимость добычи нефти и газа
при наименьших затратах обусловила рас-
пространение горизонтального бурения. Го-
ризонтальное бурение потребовало новой
технологии проводки скважин с учетом рез-
кого увеличения риска возникновения ава-
рийных ситуаций. Для сведения аварий к
минимуму и появились СВП.
За рубежом силовые вертлюги (системы
верхнего привода) находят все большее при-
менение. Большинство типов силовых верт-
люгов имеют привод от двигателя постоянно-
го тока, реже - от двигателя переменного то-
ка или гидравлического двигателя. Мощ-
ность привода - до 800 кВт, крутящий момент
25 - 45 кН«м. Основные поставщики - фирмы
«Varco В1», «Tesco», «Maritime Hydrfulics»,
«Bowen», «Althlsome companie de Bretone».
Внедрение их началось с 1982 года. В России
аналогичное оборудование практически не
производится. Система верхнего привода
(СВП) рациональна при бурении наклонно
направленных, горизонтальных и разветв-
лённых скважин, при бурении глубоких сква-
жин, бурении в сложных горно-геологичес-
ких условиях.
В России системами верхнего привода,
по желанию потребителей, могут оснащаться
буровые установки, выпускаемые ОАО «Урал-
маш», где впервые решены технические зада-
чи совмещения работы верхнеприводной си-
стемы и средств механизации спуско-подъ-
ёмных операций, что выводит создаваемые
установки в разряд лучших образцов.
Система верхнего привода обеспечива-
ет выполнение следующих технологических
операций:
- вращение бурильной колонны при бу-
рении, проработке и расширении ствола
скважины;
- свинчивание, докрепление бурильных
труб;
- проведение спуско-подъемных опера-
ций с бурильными трубами, в том числе на-
ращивание бурильной колонны свечами и
однотрубками;
- проведение операций по спуску обсад-
ных колонн;
- проворачивание бурильной колонны
при бурении забойным двигателем;
- промывку скважин и проворачивание
бурильной колонны при СПО;
- расхаживание бурильных колонн и
промывку скважины при ликвидации ава-
рий и осложнений.
Преимущества систем верхнего
привода:
1. Экономия времени на наращивание
труб при бурении.
Наращивание колонны бурильных
труб свечой длиной 28 м позволяет устра-
нить каждые два из трех соединений буриль-
ных труб.
2. Уменьшение вероятности прихватов
бурового инструмента.
Силовой вертлюг позволяет в любой не-
обходимый момент времени при спуске или
подъеме инструмента элеватором в течение
2..3 минут соединить с бурильной колонной
и восстановить циркуляцию бурового рас-
твора и вращение бурильной колонны, тем
самым предотвратить прихват инструмента.
3. Расширение (проработка) ствола
скважины не только при спуске, но и при
подъеме инструмента.
4. Повышение точности проводки сква-
жин при направленном бурении.
При использовании отклонителя с гид-
равлическим забойным двигателем для изме-
нения угла скважины свечу можно удержи-
вать в заданном положении по всей длине све-
чи, что приводит к лучшей ориентации колон-
ны и меньшему числу контрольных съемок.
5. Повышение безопасности буровой
бригады.
Возможность вести наращивание све-
чой, а не однотрубкой снижает число ис-
пользуемых соединений, что уменьшает ве-
роятность несчастных случаев.
6. Снижение вероятности выброса флю-
ида из скважины через бурильную колонну.
Наличие механизированного сдвоенно-
го шарового крана (внутреннего превентора)
позволяет быстро перекрыть внутреннее от-
верстие в колонне, тем самым предотвра-
тить разлив бурового раствора при отсоеди-
нении ствола силового вертлюга от свечи.
Вся операция проводится бурильщиком без
участия буровой бригады.
7. Облегчение спуска обсадных труб в
зонах осложнений за счет вращения.
Возможность вести спуск обсадной ко-
лонны с вращением и промывкой обсадных
труб при добавлении специального перевод-
ника для обсадных труб.
8. Повышение качества керна.
Бурение на всю длину свечи без нара-
щивания однотрубками улучшает качество
кернов, снижает число рейсов.
9. Обеспечение точного крутящего мо-
мента при свинчивании и докреплении резьб.
Использование электродвигателя посто-
янного тока дает возможность получить точ-
ный и плавно меняющийся вращательный мо-
мент докрепления для каждого соединения, что
увеличивает срок службы бурильной свечи.
Конструктивные схемы
компоновки верхнего привода
Для описания возможных вариантов
конструктивного исполнения верхнего при-
вода всю эту систему можно условно подраз-
делить на две части: компоновку привода и
компоновку навесного оборудования. Вари-
анты сочетаний конструктивного исполне-
ния привода и навесного оборудования при-
ведены в табл.3.3.1. Здесь показаны также и
функции, которые может выполнять верх-
ний привод в процессе бурения.
Как следует из таблицы, число вариан-
тов конструкций верхнего привода достига-
ет 30, однако на практике реализуется 5-8
вариантов. Наиболее разнообразны вариа-
ции навесного оборудования, используемого
для соединения с колонной труб и выполне-
ния СПО. Здесь, в частности, возможно при-
Таблица 3.3.1
Возможные варианты конструкций систем верхнего привода и выполняемые функции
Схема компоновки привода Навесное обору- дование Возможные варианты сочетания навесного оборудования и компоновки привода
№ вари- анта Соче- тания Выполняемые функции Назва- ние
1 схема: СВ-ВР-ПД сальник-вертлюг (СВ) - встроенный редуктор (ВР) - приводной двигатель (ПД) А - ниппель; 1 А 1. Соединение с напорной магистралью для промывки скважины. Силовой вертлюг
2. Вращение бурового снаряда.
2 Б 1. Захват трубы (колонны труб) для свинчивания (развинчивания). Верхний привод
2. Свинчивание (развинчивание).
Б - зажимное устройство; 3. Соединение с напорной магистралью для промывки скважины.
4. Вращение бурового снаряда (только патроном).
3 В 1. Захват трубы (колонны тр^/для подъема.
2. Соединение с напорной магистралью для промывки скважины.
2 схема: СВ-УШ-Р-ПД сальник-вертлюг (СВ) удлиненный шпиндель (УШ) - - редуктор (Р) - - гриаодной двигатель (ПД) 4 Г 1. Захват трубы (колонны труб) для подъема.
В - элеватор ДЛЯ удержания; 2. Соединение с напорной магистралью для промывки скважины.
3. Укладка.
5 А, Б 1. Захват трубы (колонны труб) для свинчивания (развинчивания).
2. Свинчивание (развинчивание) труб
3. Соединение с напорной магистралью для промывки скважины .
4. Вращение бурового снаряда (патроном или ниппелем).
Г - элеватор для укладки; 6 Б, В 1. Захват трубы (колонны труб) для подъема.
2. Захваттрубы (колонны труб) для свинчивания (развинчивания).
3. Свинчивание (развинчивание) труб
4. Соединение с напорной магистралью для промывки скважины.
5. Вращение бурового снаряда (только патроном).
3 схема: СВ(ст)-М-В(ст)-ПД - сальник-вертлюг(СВ) (стандартный) - - муфта (М) - вращатель (В) (стандартный) - приводной двигатель (ПД) А - ниппель; 7 Б, В 1. Захват трубы (колонны труб) для подъема. Верхний привод
2. Захваттрубы (колонны труб) для свинчивания (развинчивания).
3. Свинчивание (развинчивание)труб
4. Соединение с напорной магистралью для промывки скважины.
Б - зажимное устройство; 5. Вращение бурового снаряда (только патроном).
8 Б, Г 1. Захват трубы (колонны труб) для подъема.
2. Захват трубы (колонны труб) для свинчивания (развинчивания).
3. Свинчивание (развинчивание)труб.
4. Соединение с напорной магистралью для промывки скважины.
В - элеватор для удержания; 5. Вращение бурового снаряда (только патроном).
6. Укладка труб.
9 А, Б, В 1. Захват трубы (колонны труб) для подъема.
2. Захват трубы (колонны труб) для свинчивания (развинчивания).
3. Свинчивание (развинчивание)труб.
Г -элеватор для укладки; 4. Соединение с напорной магистралью для промывки скважины.
5. Вращение бурового снаряда (патроном или ниппелем).
10 А, Б, Г 1. Захват трубы (колонны труб) для подъема.
2. Захват тр/бы (колонны тр\б )для свинчивания (развинчивания )
3. Свинчивание (развинчивание)труб.
4. Соединение с напорной магистралью для промывки скважины.
5. Вращение бурового снаряда (патроном или ниппелем).
6. Укладка труб.
менение гаммы присоединительных пере-
ходников для работы с бурильными и обсад-
ными трубами различных диаметров, элева-
торов различных конструкций и патронов.
Три наиболее распространенные на
практике схемы верхнего привода показаны
на рис.3.3.1. На схемах показаны как компо-
новки основных конструктивных элементов
СВП (вертлюг, двигатель, редуктор), так и
возможные варианты оснащения этих ком-
поновок навесным оборудованием. Всю
верхнюю компоновку условно назовем сило-
вым приводом. За навесное оборудование
принята оснастка для соединения привода с
колонной бурильных труб при бурении и вы-
полнении спуско-подъемных операций.
Схема 1 представляет собой вертлюг со
встроенным в него редуктором и два привод-
ных двигателя для обеспечения вращения и
симметричного распределения нагрузки. Верт-
люг через подвеску передает вес от бурильной
колонны (Qkp) на крюк талевой системы. На-
правляющие служат для восприятия реактив-
ного момента и перемещения вертлюга вверх и
вниз (соответственно при подъеме и спуске).
При этом нагрузка от веса колонны труб через
ствол (шпиндель) передается на корпус вертлю-
га. Такая компоновка позволяет использовать
вертлюг требуемой грузоподъемности, встроив
в его корпус редуктор. Область применения: бу-
рение глубоких скважин и проведение текуще-
го и капитального ремонтов.
Схема 2 представляет собой вертлюг с уд-
линенным шпинделем, на который жестко по-
сажена шестерня редуктора. Редуктор приво-
дится во вращение двигателем. Вес от буриль-
ной колонны (Qkp) на крюк талевой системы
также передается через подвеску вертлюга, а
направляющие служат для восприятия реак-
тивного момента и перемещения вертлюга
вверх и вниз (соответственно при подъеме и
спуске). Усилие от веса колонны труб восприни-
мается шпинделем и передается на корпус
вертлюга. При этом редуктор разгружен от вос-
приятия осевой нагрузки. Используется верт-
люг требуемой грузоподъемности, оснащен-
ный удлиненным шпинделем и редуктором с
приводным двигателем. Область применения:
при проведении капитального ремонта на ус-
тановках небольшой грузоподъемности.
Схема 3 представляет собой соединение
стандартного вертлюга и стандартного вра-
Рис. 3.3.1. Схема компонования верхнего привода:
1 - шпиндель; 2 - вращатель; 3 - направляющие; 4 - ниппель; 5 - зажимное устройство; 6 - элеватор;
8 - бурильная труба; 9 - вертлюг; 10 - редуктор; 11 - вращатель (стандартный); 12 - вертлюжная головка;
13 - патрон; 14 - трубный зажим
щателя с приводным двигателем. Вес от бу-
рильной колонны (Qkp) на крюк талевой сис-
темы также передается через подвеску верт-
люга, а направляющие вертлюга и вращателя
служат для перемещения вертлюга вверх и
вниз (соответственно при подъеме и спуске).
Реактивный момент воспринимается направ-
ляющими вертлюга. Вращатель разгружен от
восприятия осевой нагрузки, воспринимает-
ся только собственный вес. Область примене-
ния: при проведении капитального ремонта,
при зарезке боковых стволов на установках
средней и большой грузоподъемности.
Для каждой схемы, в зависимости от
выполняемых функций, применяется ком-
плект навесного оборудования: ниппель (А),
зажимное устройство (Б), элеватор с переме-
щением труб (свечей) только в вертикальной
плоскости (В) для спуска-подъема и элеватор
как с параллельным перемещением трубы
(свечи), так и с угловым перемещением (Г) для
спуска-подъема и укладки труб. В зависимо-
сти от применяемых труб, может быть ис-
пользован элеватор подхватывающего дейст-
вия трех видов: под лыску (1), под замок (муф-
ту) (2) и под конусную муфту.
Существует два пути передачи нагруз-
ки на СВП от бурильной колонны:
- через шпиндель (вариант 1);
- через вертлюжную головку и корпус
вертлюга (вариант 2).
При подвеске элеватора и зажимного
устройства на шпинделе вертлюга обеспечи-
вается использование этого навесного обо-
рудования для вращения бурильной колон-
ны при свинчивании-развинчивании труб и
при бурении. Если подвеска элеватора и за-
жимного устройства осуществляется через
вертлюжную головку и корпус вертлюга, за-
жимное устройство служит, в основном, для
отсоединения ниппеля ствола вертлюга от
колонны труб, а элеватор используется для
спуска, подъема и укладки труб. В последнем
случае нагрузка от веса бурильной колонны
на главный подшипник вертлюга передается
только в процессе бурения. При выполнении
СПО вес труб воспринимается корпусом
вертлюга через вертлюжную головку 12. При
подвеске к шпинделю вертлюга зажимное
устройство является патроном 13, а при под-
веске к вертлюжной головке - трубным зажи-
мом 14. Ниппель присоединяется только к
шпинделю вертлюга (см. рис.3.3.2).
При компоновке схем оборудования мо-
жет быть использован как один вид навесного
оборудования (варианты 1, 2, 3, 4), так и воз-
можные их сочетания (варианты 5, 6, 7, 8, 9).
Схема, в которой в качестве навесного обору-
дования используется только ниппель (вари-
ант 1), представляет собой силовой вертлюг,
остальные варианты - верхний привод.
Выбор схем определяется:
- видом и объемом работ, выполняемых
буровой установкой;
- затратами на модернизацию и воз-
можностями предприятия;
- необходимым количеством функций,
выполняемых оборудованием при бурении.
Таблица 3.3.2
Технические характеристики систем верхнего привода производства ОМЗ
Техническая характеристика Тип СВП
СВП 320 СВП 500
Допускаемая нагрузка, кН (тс) 3200(320) 5000(500)
Передаточное отношение редуктора 6,345
Крутящий момент для вращения бурильной колонны, кН м (тс м): - длительно действующий - коатковоеменный 41 (4,1) 62(6.2)
Максимальная частота вращения при крутящем моменте 41 кН м, с '(об/мин) 2,62(157)
Максимальная частота вращения, с (об/мин) 3,94(236)
Диапазон регулирования частоты вращения, % 0...100
Крутящий момент раскрепления, кН м (тс м) 80(8)
Максимальное давление нагнетания прокачиваемой жидкости (бурового раствора), МПа (кг/см2) 40(400)
Условный проход ствола, мм 75
Рабочее давление шаровых кранов (внутренних провенторов), МПа (кг/см2) 70(700)
Диаметр бурильных труб, мм 89, 102, 114, 127, 140, 147
Диаметр УБТ, мм 146,178,203,219
Тип электродвигателя Регулируемый, постоянного тока, с ручным управлением, с дистанционным управлением, во взрывозащищенном исполнении.
Мощность электродвигателя, кВт 750
Номинальная частота вращения электродвигателя, об/мин 1000
Максимальная частота вращения электродвигателя, об/мин 1500
Функции, выполняемые верхним
приводом:
- захват трубы (колонны труб) для
подъема;
- захват трубы (колонны труб) для свин-
чивания (развинчивания);
- свинчивание (развинчивание) резьбо-
вых соединений труб;
- соединение с напорной магистралью
(стволом) для промывки (очистки) скважины.
- бурение (вращение) бурового снаряда;
- укладка труб.
В основу параметрической классифика-
ции верхнего привода можно положить два
параметра: грузоподъемность и мощность.
Также показывают такие параметры, как кру-
тящий момент, давление промывочной жид-
кости, скорость и удобство монтажа, универ-
сальность (особенно для сухопутных), воз-
можность монтировать СВП в любое время
проводки скважины, практически не преры-
вая бурение, возможность взятия в аренду.
В ОМЗ-НТО спроектированы и запуще-
ны в производство системы верхнего приво-
да: СВП 320 и СВП 500. Технические харак-
теристики приведены в табл. 3.3.2.
Подвижная часть СВП (рис. 3.3.2 и 3.3.3)
состоит из вертлюга-редуктора 1, который на
специальных штропах 2 подвешен на траверсе
талевого блока 3. На верхней крышке вертлю-
га- редуктора установлен взрывозащищенный
электродвигатель постоянного тока 4 в верти-
кальном фланцевом исполнении, с видом
взрывозащиты «продувка под избыточным
давлением». Причем забор и выброс продувае-
мого воздуха происходят из взрывобезопасной
зоны. Один конец электродвигателя через эла-
стичную муфту соединен с быстроходным ва-
лом двухступенчатого односкоростного редук-
тора. На другом конце вала установлен диско-
колодочный тормоз 5. К корпусу вертлюга-ре-
дуктора крепится специальная рама 6, через
которую блоком роликов 7 передается крутя-
щий момент на направляющие 14 и с них - на
вышку. Между талевым блоком и вертлюгом-
редуктором установлена система разгрузки
резьбы 8, обеспечивающая автоматический
вывод резьбовой части ниппеля замка буриль-
ной трубы из муфты при развинчивании и ход
Рис. 3.3.2, 3.3.3. Схема верхнего привода:
1 - вертлюг-редуктор; 2 - штропы вертлюга-редуктора; 3 - талевая система; 4 - электродвигатель постоянного тока;
5 - диско-колодочный тормоз; 6 - рама с роликами (каретка); 7 - блок роликов; 8 - система разгрузки резьбы; 9 - труб-
ный манипулятор; 10 - вертлюжная головка; 11 - штропы элеватора; 12 - гидроцилиндры отвода штропов элеватора;
13 - трубный зажим; 14 - направляющие мачты; 15 - гидроцилиндр управления труб ным зажимом; 16 - гидродвига-
тель; 17 - траверса вертлюжной головки; 18-элеватор; 19-шаровой кран; 20 - ниппель; 21 - стопорное устройство;
28 - клиновой захват
Примечание. Позиции 22 - 27 показаны на рис. 3.3.4 и 3.3.5.
ниппеля при свинчивании замка. При этом ис-
ключается повреждение резьбы. Трубный ма-
нипулятор 9 состоит из вертлюжной головки
10, передающей гидравлическую жидкость с
невращающегося корпуса на вращающуюся
часть трубного манипулятора, двух штропов
11 под элеватор, подвешенных в проушинах
траверсы вертлюжной головки, двух гидроци-
линдров 12 системы отвода штропов, стопор-
ного устройства 21 и трубного зажима 13.
Трубный манипулятор под действием
зубчатой пары с приводом от гидромотора
16 может разворачивать элеватор в нужную
сторону: на мостки, на шурф для наращива-
ния или в любую другую сторону, при необ-
ходимости. Трубный зажим служит для за-
хвата и удержания от вращения верхней
муфты трубы во время свинчивания (раз-
винчивания) с ней ствола вертлюга. Между
ниппелем и стволом вертлюга навернут руч-
ной шаровой кран 19 для неоперативного пе-
рекрытия внутреннего отверстия ствола
вертлюга. Для оперативного перекрытия от-
верстия ствола вертлюга перед отводом ус-
тановлен внутренний превентор (механизи-
рованный двойной шаровой кран), который
одновременно служит для удержания остат-
ков промывочной жидкости после отвинчи-
вания бурильной колонны.
Вертлюжная головка служит для пере-
дачи рабочей жидкости с невращающейся ча-
сти системы верхнего привода на вращающу-
юся часть и позволяет не отсоединять гидрав-
лические линии, когда трубный манипулятор
вращается с бурильной колонной при буре-
нии, при проработке скважины или позицио-
нировании механизма отклонения штропов.
Невращающаяся часть вертлюжной го-
ловки представляет собой втулку, запрессо-
ванную в корпус вертлюга-редуктора, две
полувтулки, опору и втулку.
Вращающейся частью вертлюжной го-
ловки является траверса с подвешенными
на ее боковых рогах штропами элеватора.
Для фиксации трубного манипулятора
в исходном положении при бурении, а при
необходимости, и в других промежуточных
положениях установлен стопорный меха-
низм 13 с приводом от гидроцилиндра.
Система отклонения штропов предназ-
начена для отвода и подвода элеватора к цент-
ру скважины. Система отклонения штропов
представляет собой штропы, подвешенные на
боковых рогах траверсы. К штропам с помо-
щью полухомутов на шарнирном подшипнике
крепятся гидроцилиндры отклонения штро-
пов. Верхней частью штоковые концы гидро-
цилиндров шарнирно соединены с кронштей-
нами, которые посредством болтовых соеди-
нений жестко закреплены к стенке траверсы.
Трубный зажим обеспечивает удержа-
ние верхней муфты бурильной колонны при
раскреплении (докреплении) замкового соеди-
нения. Он состоит из гидроцилиндра, челюс-
ти-захвата, тяги, рамки, ствола, центратора.
Инструменты и принадлежности.
Для работы с комбинированной колонной
бурильных труб в комплект СВП 320/250
включен комплект запасных частей, в кото-
рый вошли сменные переводники для рабо-
ты с бурильными трубами с резьбой 3-88, 3-
101, 3-102, 3-108, 3-122, 3-133, 3-147, 3-161,
3-171, а также сменные центраторы для ра-
боты с бурильными трубами диаметром 198,
167, 146, 131, 123 мм.
Приведенные схемы компоновок верхнего
привода и навесного оборудования позволяют
реализовать не менее девяти вариантов исполь-
зования СВП при выполнении операций буре-
ния. Наиболее совершенная схема (1 - 9 - А, Б, Г)
позволяет выполнять с помощью СВП практи-
чески все операции спуска-подъема труб (све-
чей). Конструктивная схема этого привода при-
ведена на рис.3.3.3. Последовательность вы-
полнения операций наращивания с использо-
ванием этой компоновки приведена на рис.
3.3.4. Для описания работы СВП рассмотрим
технологические процессы его работы.
Технологические процессы работы
верхнего привода
Исходное положение механизмов си-
стемы верхнего привода:
1) гидростанция отключена;
2) вертлюжная головка застопорена
стопорным устройством;
3) штропы элеватора отведены в 1 -е по-
ложение "Назад" посредством цилиндров;
4) шаровые краны открыты;
5) тормоз основного двигателя растор-
можен;
6) система разгрузки резьбы находится
под давлением пневмогидроаккумулятора;
7) трубный зажим разжат.
Процесс бурения. При бурении для вра-
щения бурильной колонны используется ос-
новной электродвигатель силового вертлюга.
После проверки исходного положения
всех механизмов выполняются следующие
операции:
1) включается насос маслосмазки верт-
люга-редуктора;
2) включается вентилятор двигателя
силового вертлюга;
3) восстанавливается циркуляция бу-
рового раствора;
4) включается двигатель силового верт-
люга;
5) включается подача инструмента и
начинается бурение.
При бурении забойным двигателем,
кроме перечисленного, для восприятия ре-
активного момента от турбобура необходимо
Процесс наращивания бурильной ко-
лонны свечой для наращивания бурильной
колонны свечой необходимо выполнить сле-
дующие операции (последовательности со-
ответствует рис.3.3.4, а):
1. Не отсоединяя от ствола СВП, припод-
нять бурильную колонну на высоту разъема,
посадить ее на клинья ПКР; прекратить пода-
чу бурового раствора в скважину; закрыть
оперативный шаровой кран; произвести труб-
ным зажимом зажим муфты бурильной ко-
лонны; передать вращение от электродвигате-
ля на шпиндель и отсоединить ствол СВП от
бурильной колонны; разжать трубный зажим.
ным
2. Начать подъем СВП с одновремен-
отводом штропов элеватора из первого
наложить колодки гидравлического тормоза
на диск вала и удерживать их в таком поло-
жении до окончания бурения. Бурение про-
должается до касания воронкой трубного за-
жима стола ротора или ключа КБГ-2.
Рис. 3.3.4. Процесс наращивания бурильной колонны с применением верхнего привода: а - свечой из магазина,
б - однотрубками из шурфа:
22 - ключ; 23 - стеллаж; 24 - свеча; 25 - бурильная труба (однотрубка); 26 - шурф
положения; верхний конец наращиваемой
свечи вывести из-за пальца верхней секции
магазина; прекратить подъем талевого бло-
ка; завести верхний конец свечи в элеватор,
закрыть створку.
3. Поднять свечу на необходимую высо-
ту, нижний конец установить в муфту бу-
рильной колонны; произвести свинчивание
и докрепление муфты бурильной колонны с
ниппелем свечи ключом КБГ-2 или машин-
ным ключом.
4. СВП приспустить вниз до попадания
верхней муфты свечи в направляющую во-
ронку трубного зажима и вхождения резьбо-
вой части ствола вертлюга в резьбовую часть
муфты до упора; произвести захват трубным
зажимом муфты свечи; включить электро-
двигатель и произвести свинчивание и до-
крепление ствола вертлюга-редуктора с бу-
рильной колонной.
5. Разжать трубный зажим; открыть
клапан и подать промывочную жидкость;
начать бурение.
Процесс наращивания бурильной ко-
лонны однотрубкой (см. рис.3.3.4, б). Для
наращивания бурильной колонны однотруб-
кой необходимо выполнить следующие опе-
рации:
1. Приподнять бурильную колонну на вы-
соту разъема, не отсоединяя ее от ствола СВП;
посадить бурильную колонну на клинья ПКР;
прекратить подачу бурового раствора в сква-
жину; закрыть оперативный шаровой кран, за-
жать муфту бурильной колонны: отсоединить
ствол СВП от бурильной колонны, включив
электродвигатель силового вертлюга на враще-
ние, раскрепив и отвинтив замковую резьбу.
2. Начать подъем талевого блока с одно-
временным отводом штропов элеватора из пер-
вого положения; прекратить подъем талевого
блока; открыть стопор, включить гидромотор
для вращения траверсы трубного манипулято-
ра так, чтобы открытая створка элеватора была
направлена на однотрубку, в зависимости от ее
местонахождения: или в шурфе для наращива-
ния, или на мостках; установить однотрубку в
элеватор и закрыть створку; завести верхний
конец свечи в элеватор, закрыть створку.
3. Поднять талевый блок и вывести од-
нотрубку на центр скважины; приспустить
ее и установить нижний конец однотрубки в
муфту бурильной колонны: провести опера-
ции по свинчиванию однотрубки с колонной
и свинчивание ствола вертлюга-редуктора с
однотрубкой, т.е. выполнить последователь-
ность операций по режиму; свечу поднять на
необходимую высоту, нижний конец устано-
вить в муфту бурильной колонны; произвес-
ти свинчивание и докрепление муфты бу-
рильной колонны с ниппелем свечи ключом
КБГ-2 или машинным ключом.
4. СВП приспустить вниз до попадания
верхней муфты свечи в направляющую ворон-
ку трубного зажима и вхождения резьбовой
части ствола вертлюга в резьбовую часть муф-
ты до упора; захватить трубным зажимом
муфту свечи; включить электродвигатель и
произвести свинчивание и докрепление ство-
ла вертлюга-редуктора с бурильной колонной.
5. Разжать трубный зажим; открыть
клапан и подать промывочную жидкость;
начать бурение.
Подъем бурильной колонны. Подъем
бурильной колонны СВП практически ничем
не отличается от подъема бурильной колон-
ны крюкоблоком с ручным элеватором. При
необходимости колонна может проворачи-
ваться. Для этого необходимо соединить
ствол вертлюга с бурильной колонной.
Преимуществом подъема бурильной ко-
лонны СВП является возможность подачи эле-
ватора системой отклонения штропов непо-
средственно к "верховому" рабочему. Кроме то-
го, наличие в СВП системы разгрузки резьбы
предотвращает повышенный износ резьбы.
Спуск бурильной колонны в ослож-
ненной скважине. Спуск бурильной колонны
в осложненной скважине или в ее горизонталь-
ной части в основном аналогичен наращива-
нию бурильной колонны свечой при бурении.
Процесс ликвидации аварий (прихва-
тов). При ликвидации прихватов на двигате-
ле силового вертлюга устанавливается мак-
симальный момент М1Пах=2М„. При достиже-
нии двигателем максимального момента на-
кладывается тормоз.
После этого начинается расхаживание
бурильной колонны в скважине.
Спуск обсадной колонны с циркуля-
цией промывочной жидкости и вращени-
ем. Иногда возникает необходимость прове-
сти спуск обсадной колонны с циркуляцией
бурового раствора и вращением ее. Для это-
го необходим переводник с замковой резьбы
3-171 на резьбу обсадной колонны. Напри-
мер, переводник с замковой резьбы на резь-
бу обсадной трубы ПЗ-171/168.. .426 (отрас-
левая нормаль Н-545-58), но с более удли-
ненной верхней частью для того, чтобы
трубный зажим смог ее зажать. Затем соеди-
нить ствол вертлюга с переходником.
3.4. Система очистки забоя
В практике бурения скважин на нефть
и газ наиболее часто применяется очистка
забоя циркулирующей промывочной жидко-
стью (буровым раствором). Такая система
позволяет наиболее качественно решать
проблемы, связанные с очисткой забоя ство-
ла скважины от шлама, охлаждением инст-
румента, обеспечением устойчивости ство-
ла, предотвращением выбросов пластового
флюида и поглощений.
При проходке неглубоких скважин час-
то применяется очистка забоя от шлама сжа-
тым воздухом, пенами, а также шнеками.
При бурении с промывкой система очи-
стки забоя должна обеспечивать выполне-
ние следующих технологических операций:
1. Приготовление очистных агентов (бу-
ровых растворов) и регулирование их свойств.
2. Обеспечение циркуляции раствора
по стволу скважины (например, закачка рас-
твора в бурильную колонну).
3. Очистка раствора от шлама и газов.
4. Регенерация (восстановление) раствора.
5. Хранение запаса бурового раствора.
6. Удаление отходов (шлама).
7. Долив раствора в скважину.
Для осуществления этих операций в со-
ставе буровой установки имеются соответству-
ющие технические средства (рис.3.4.1). В прак-
тике бурения их обычно делят на две группы:
- буровые насосы и манифольд, сюда
же обычно включают стояк, гибкий рукав и
вертлюг (выполняют операцию 2);
- циркуляционная система (ЦС), кото-
рая включает устройства для приготовле-
ния, хранения, долива и очистки растворов
от шлама и газов (операции 1,3,4, 5, 6, 7).
Важнейшими требованиями к цирку-
ляционной системе, способствующими по-
вышению скорости бурения и снижающими
износ цилиндропоршневой группы бурового
насоса, являются качественное приготовле-
ние и очистка бурового раствора от шлама.
3.4.1. Буровые насосы
Для обеспечения процесса промывки
при проводке скважины используются буро-
вые насосы, предназначенные для нагнета-
ния в скважину бурового раствора с целью
очистки забоя и ствола от выбуренной поро-
Рис. 3.4.1 Структурная схема
четырёхступенчатой очистки
бурового раствора.
Условные обозначения:
ЕО - ёмкость очистки;
ПРЕ - промежуточные ёмкости;
ЕП - ёмкость приготовления
бурового раствора;
ЕД - ёмкость доливная;
ВС1, ВС2 - вибросито;
ПО - пескоотделитель;
ИО - илоотделитель;
ЦФ - центрифуга;
ДГ - дегазатор;
КШ - конвейер шнековый;
УС - смесительное устройство;
Н1, Н2 - агрегат электронасосный
шламовый;
НВ - насос винтовой;
НП1, НП2 - насос подпорный;
НБ1, НБ2 - насос буровой;
МФ - манифольд
скважина
ды и выноса ее на поверхность, охлаждения
долота, приведения в действие забойных
двигателей гидравлического типа (турбобу-
ров и ВЗД].
Назначение и основные требования.
Исходя из назначения и условий эксплуата-
ции, к буровым насосам предъявляют следу-
ющие основные требования:
- подача насоса должна быть регулиру-
емой в пределах, обеспечивающих эффек-
тивную промывку скважины;
- мощность насоса должна быть доста-
точной для промывки скважины и привода
забойных гидравлических двигателей;
- скорость промывочной жидкости на
выходе из насоса должна быть равномер-
ной для устранения инерционных нагрузок
и пульсаций давления, вызывающих ос-
ложнения в бурении, дополнительные
энергетические затраты и усталостные
разрушения;
- насосы должны быть приспособлены
для работы с абразиво - и маслосодержащи-
ми коррозионно-активными промывочными
растворами различной плотности;
- узлы и детали, контактирующие с
промывочным раствором, должны обладать
достаточной долговечностью и быть приспо-
собленными к удобной и быстрой замене при
выходе из строя;
- крупногабаритные узлы и детали
должны быть снабжены устройствами для
надёжного захвата и перемещения при ре-
монте и техническом обслуживании;
- узлы и детали приводной части долж-
ны быть защищены от промывочного рас-
твора и доступны для осмотра и техническо-
го обслуживания;
- насосы должны быть приспособлены
к транспортировке в собранном виде на да-
лёкие и близкие расстояния и перемещению
волоком в пределах буровой;
- конструкция насосов должна допус-
кать правое и левое расположение двигате-
лей насосного агрегата;
- надёжность и долговечность насосов
должны сочетаться с их экономичностью и
безопасностью эксплуатации.
Конструктивные особенности
и параметры насосов
В практике бурения скважин применя-
ются насосы различных конструкций. Их
конструктивные отличия определяются:
- конструкцией привода: приводные
насосы и насосы прямодействующие;
- числом поршней и их конструкцией -
одностороннего и двухстороннего действия,
дву, трё и многопоршневые.
В настоящее время широко применя-
ются двухпоршневые насосы двухсторонне-
го действия и трёхпоршневые односторонне-
го действия. Многопоршневые насосы не
распространены вследствие сложности экс-
плуатации, необходимости расхода большо-
го количества быстроизнашивающихся де-
талей и затрат времени и средств на замену.
Неравномерность подачи буровых на-
сосов является результатом преобразования
вращательного движения в возвратно-по-
ступательное, осуществляемое кривошипно-
шатунным механизмом. Для уменьшения
вредного влияния степени неравномерности
подачи эти насосы применяют с компенса-
торами, снижающими пульсации давления.
Попытки применения трёхпоршневых
насосов двухстороннего действия, у которых
подача намного равномернее, чем у двухпор-
шневых, не дали удовлетворительных ре-
зультатов. С появлением более совершенных
диафрагменных компенсаторов, обеспечива-
ющих малую степень неравномерности пода-
чи, эти насосы потеряли своё преимущество.
Для уменьшения степени неравномер-
ности подачи делались попытки использо-
вать многоплунжерные насосы, однако при
перекачке бурового раствора они также не
дали удовлетворительных результатов, так
как плунжеры и сальники плохо работали на
буровом растворе при высоких давлениях, а
замена их весьма сложна.
В настоящее время широко использу-
ются только двухпоршневые насосы двух-
стороннего действия с частотой двойных хо-
дов поршня в минуту 35-90, длиной хода до
0,5 м и трехпоршневые насосы односторон-
него действия с частотой двойных ходов пор-
шня в минуту 35-180, длиной хода до 0,3 м.
Срок службы деталей трехпоршневого
насоса составляет: манжет поршней 100-
200 часов, цилиндровых втулок 200 часов и
клапанов 300-500 часов. Ресурс этих дета-
лей и удобство замены имеют большое зна-
чение при эксплуатации насосов.
Наиболее полно требованиям техноло-
гии бурения соответствуют трёхпоршневые
насосы одностороннего действия.
Все поршневые буровые насосы обра-
зуют семейство машин узкоспециализиро-
ванного назначения с параметрами, ограни-
ченными рамками требований технологии
бурения нефтяных и газовых скважин. Типо-
размер поршневого бурового насоса с изме-
няемой подачей и давлением нагнетания
удобно характеризовать величиной гидрав-
лической мощности, пропорциональной
произведению подачи и давления нагнета-
ния. Параметры трехпоршневых буровых
насосов приведены в табл. 3.4.1 и практиче-
ски охватывают все диапазоны подачи и
давления нагнетания для эксплуатационно-
го и глубокого разведочного бурения нефтя-
ных и газовых скважин.
Устройство насосов
Насосы, приведенные в табл. 3.4.1,
имеют одинаковую кинематическую схему,
поэтому будет рассмотрена конструкция на-
соса УНБТ-950, как наиболее часто исполь-
зуемого в составе буровых установок. Конст-
рукция насосов представлена на рис.3.4.2.
Насос состоит из двух основных, функ-
ционально связанных составных частей: ги-
дравлической и механической, смонтиро-
ванных на общей раме.
Гидравлическая часть включает: ги-
дравлический блок с размещенными попар-
но входным и выходным клапанами, цилин-
дропоршневую группу, блок охлаждения ци-
линдропоршневой группы, пневмокомпен-
сатор и предохранительный клапан. Гйдрав-
лический блок имеет два конструктивных
исполнения: прямоточное и L-образное. В
прямоточном исполнении клапаны располо-
жены друг над другом, а при L-образном
входной клапан сдвинут вперед вдоль основ-
ной оси цилиндропоршневой пары. L-образ-
ное исполнение позволяет проектировать
насосы на более высокие давления. Напри-
мер; насосы УНБТ-600 и УНБТ-1500 имеют
Таблица 3.4.1
Основные технические характеристики буровых насосов
Параметры УНБТ-600 УНБТ-950 УНБТ-1180 УНБТ-1500
Мощность насоса, кВт 600 950 1180 1500
Число цилиндров, шт. 3 3 3 3
Номинальная частота ходов поршня в мин. 160 125 125 100
Подача насоса, дм3/с (max) 50,9 46 46 50,26
Давление на выходе насоса, МПа (max) 35 32 32 53
Давление на входе в насос, МПа, (min) 0,3 0,2 0,2 0,3
Исполнение гидравлической части L-образн. Прямоточное Прямоточное L-образн.
Пневмокомпенсатор ПК40-350 ПК70-320 ПК70-320 ПК40-530
Степень неравномерности давления на выходе из насоса, %, не более 5 5 5 5
Масса насоса без шкива, кг 14210 23050 23050 34000
6
Рис. 3.4.2. Буровой насос УНБТ-950А:
1 - цилиндропоршневая группа; 2 - клапан; 3 - блок гидравлический; 4 - пневмокомпенсатор; 5 - система
СОЖ; 6 - кран консольно-поворотный; 7 - корпус; 8 -трансмиссионный вал; 9 - редуктор; 10 - механизм
кривошипно-поршневой; 11 - система смазки; 12 - рама
Рис. 3.4.3. Цилиндропоршневая группа насоса:
1 - втулка цилиндровая; 2 - шток поршня; 3 - кожух; 4 - гайка крепления поршня; 5 -шайба; 6 - сердечник;
7 - манжета поршня
L-образный гидравлический блок и соответ-
ственно повышенное максимальное давле-
ние 35 и 53 МПа. Устройство цилиндропорш-
невой группы показано на рис.3.4.3, устрой-
ство клапанной группы - на рис.3.4.4. Для
автоматического отключения привода насо-
са при превышении предельного давления
на выходном коллекторе насоса смонтиро-
ван предохранительный клапан. Устройство
клапана предохранительного представлено
на рис.3.4.5.
Рис. 3.4.4. Клапанная группа насосов:
1 - втулка; 2 - клапан; 3 - кожух; 4 -
пружина; 5 - гайка; 6 - уплотнение; 7 - седло
Механическая часть включает: ре-
дуктор, корпус с узлами системы смазки,
блок распределения, кривошипно-ползун-
ный механизм, трансмиссионный вал и при-
водной шкив.
Консольно-поворотный кран, установ-
ленный на корпусе насоса, служит для меха-
низации ремонтных работ.
Принцип работы насоса поясняется ги-
дрокинематической принципиальной схе-
мой рис. 3.4.6. Трансмиссионный вал 29 че-
рез приводной шкив 21 получает вращение
от привода и через зубчатую пару 23 переда-
ет крутящий момент кривошипному валу 25.
Шатунными механизмами 22, 27 и 28 вра-
щательное движение кривошипного вала
преобразуется в возвратно-поступательное
движение поршней 5, 9 и 14 гидроблока 2.
Поршни, перемещаясь в цилиндрах, 4, 10 и
16, совершают поочередно всасывание и на-
гнетание бурового раствора. При такте вса-
сывания входные клапаны 6, 11 и 15 откры-
ты, а выходные клапаны 7, 12 и 17 закрыты.
При такте нагнетания выходные клапаны
открыты, а входные закрыты. Потоки рас-
Рис 3.4.5. Предохранительный клапан:
1 - отвод; 2 - поршень; 3 - корпус; 4 - шток; 5 - механизм установки предельного давления; 6 - пружина;
7 - кривошип; 8 - винт упорный; 9 - винт регулировочный; 10 - рычаг принудительный; 11 - патрубок
входной; 12 - фланец накидной; 13 - втулка
твора из цилиндров суммируются в выход-
ном коллекторе 13. Для сглаживания пульса-
ций бурового раствора на насосе установле-
ны пневмокомпенсаторы на входном коллек-
торе 1 и 19, а на выходном - 18.
Подача смазки на поверхности трения
производится принудительно от шестеренча-
того насоса 31, а зубчатая передача и шатун-
ные подшипники смазываются окунанием.
Кроме этого опорные подшипники криво-
шипно-шатунного механизма и трансмисси-
онного вала имеют дублирующую систему
смазки, осуществляемую самотеком из нако-
пительных лотков. Шестеренчатый насос с
приводом от зубчатого колеса 23 расположен
в картере. Распределение смазки по точкам
производится гидроаппаратурой блока рас-
пределения, там же располагаются контроль-
но-измерительные приборы 30. С включени-
ем в работу бурового насоса автоматически
включается система смазки и блок охлажде-
ния 20 цилиндропоршневых групп.
При превышении предельного давле-
ния срабатывает предохранительный кла-
пан 8, и давление снижается до безопасного
уровня, одновременно происходит отключе-
ние привода насоса.
Блок охлаждения цилиндропоршневых
групп обеспечивает подачу смазочно-охлаж-
дающей жидкости (СОЖ) в зону трения пары
втулка - поршень для отвода тепла, уменьше-
ния коэффициента трения скольжения, очи-
стки зеркала скольжения втулки от абразив-
ных частиц, содержащихся в буровом рас-
творе, и образования гидрозатвора, предот-
вращающего попадание воздуха в цилиндры.
Буровые насосы УНБТ-950 и УНБТ-
1180 могут работать в режиме самовсасыва-
ния и в режиме принудительного подпора на
входе. Однако работа насоса в режиме само-
всасывания может быть обеспечена только
при достаточном кавитационном запасе.
Для обеспечения устойчивой бескавитаци-
онной работы насоса необходимо в каждом
конкретном случае установки насосов про-
изводить гидравлический расчет входного
трубопровода.
При недостаточном кавитационном за-
пасе возникают явно выраженные гидравли-
ческие удары в цилиндрах, которые исклю-
чают безаварийную работу насосов. Режим
работы бурового насоса с принудительным
подпором на входе осуществляется с созда-
нием давления на входе не менее 0,2 МПа,
при помощи центробежных (подпорных) на-
сосов. Буровые насосы УНБТ-600 и УНБТ-
1500 рассчитаны на работу только в режиме
принудительного подпора на входе. Реко-
мендуемая принципиальная схема установ-
ки буровых насосов приведены на рис. 3.4.1.
Манифольд
Манифольд (линия нагнетания) - это
трубопровод высокого давления, предназ-
наченный для транспортирования бурово-
го раствора от бурового насоса до вертлю-
га. Он состоит из обвязки буровых насосов,
Рис 3.4.6. Гидрокинематическая схема насоса:
1,18,19- пневмокомпенсатор; 2 - гидравлический блок; 3 - входной коллектор; 4,10,16- цилиндр;
5,9,14 - поршень; 6,11,15 - всасывающий клапан; 7,12,17 - нагнетательный клапан; 8 - предохранительный
клапан; 13 - входной коллектор; 20 - блок охлаждения ЦПГ; 21 - шкив; 22,27,28 - шатунный механизм;
23 - зубчатая пара; 24 - станина; 25 - кривошипный вал; 26 - кривошип; 29 - трансмиссионный вал;
30 - манометр; 31 - шестеренный насос
трубной обвязки вышечного блока (стояка)
и трубопровода, соединяющего вышечный
блок с насосным блоком. Манифольд соби-
рается из отдельных секций и соединяется
быстроразъемными соединениями. Трубо-
проводы от буровых насосов подведены к
запорно-распределительному устройству.
Запорно-распределительное устройство
представляет собой клапанный распреде-
литель, который позволяет производить
оперативное включение в работу бурового
насоса (одного или одновременно двух) и их
отключение, а также отсечение выходного
канала насоса от общей магистрали. В за-
порно-распределительном устройстве в ка-
честве затвора используется клапанная
группа с бурового насоса. От запорно-рас-
пределительного устройства идут отводы к
дистанционно управляемой задвижке
(ДЗУ) и предохранительному клапану. Сто-
як соединяется с вертлюгом буровым рука-
вом. Пример конструкции манифольда для
установки кустового бурения приведен на
рис 3.4.7.
3.4.2. Циркуляционная система
Циркуляционная система (в дальней-
шем ЦС) представляет собой комплекс меха-
низмов и оборудования, входящий в состав
буровой установки и предназначенный:
- для очистки бурового раствора от вы-
буренной породы;
- хранения запаса бурового раствора;
- приготовления бурового раствора за-
данной плотности и качества;
- дегазации бурового раствора (при не-
обходимости);
- химической обработки бурового рас-
твора;
- долива раствора в скважину:
- подачи раствора в скважину;
- удаления шлама.
Общие требования к ЦС
В процессе углубления скважины в бу-
ровой раствор попадают буровой шлам (за-
бойный и обвальный), пластовый флюид
жидкий (нефть, вода, конденсат) или газоо б-
разный (углеводородный газ, в том числе
кислый), которые должны быть своевремен-
Рис. 3.4.7. Манифольд установок кустового бурения:
1 - пол буровой; 2 - нагнетательный трубопровод; 3 - буровой насос; 4 - емкости ЦС; 5 - скважина
но удалены. Наличие в растворе бурового
шлама оказывает вредное влияние на его
технологические свойства и приводит к
ухудшению технико-экономических показа-
телей бурения. В связи с этим очистке буро-
вого раствора от твердых, жидких и газооб-
разных примесей уделяют особое внимание.
В последнее время требования и запро-
сы буровых предприятий к технологическим
возможностям ЦС, в первую очередь к каче-
ству очистки бурового раствора, значитель-
но повысились. Возросли требования к безо-
пасному и более удобному выполнению ра-
бот, обслуживанию и ремонту оборудования.
В особенности ужесточились требования по
охране природы.
К конструкции современных ЦС [1, 2],
помимо общих требований к качеству очист-
ки и надёжности работы очистного оборудо-
вания, каждое буровое предприятие предъ-
являет специфические требования, связан-
ные с особенностями принятой технологии
очистки и приготовления буровых раство-
ров. Для улучшения условий труда буровой
бригады оборудование ЦС, как правило, в
особенности в северных регионах, размеща-
ется в утеплённых укрытиях с дополнитель-
ным обогревом, освещением и вентиляцией.
В состав оборудования включаются грузо-
подъёмные средства и устройства, облегча-
ющие ремонт и обслуживание оборудования
(смену насосных агрегатов, электродвигате-
лей, сеток вибросит и т.п.). В целях уменьше-
ния или исключения загрязнения окружаю-
щей среды при бурении в конструкцию ЦС
входят устройства, исключающие протечки
бурового раствора на землю и осуществляю-
щие его сбор и переработку. При бурении в
водоохранных зонах, когда сброс шлама с бу-
ровой установки должен быть полностью ис-
ключён, в состав ЦС должна входить специ-
альная система шламоудаления для выгруз-
ки отходов бурения в кузов автомобиля или в
промежуточный бункер с последующим вы-
возом шлама для его переработки или утили-
зации. При необходимости по требованию
природоохранных органов качество очистки
бурового раствора может быть доведено
практически до технически чистой воды. В
этом случае в состав ЦС включается специ-
альный блок коагуляции и флокуляции, ра-
ботающий совместно с центрифугами.
Принципы классификации ЦС
Циркуляционные системы могут быть
классифицированы по различным призна-
кам. Ранее в нормативной документации,
разработанной ВНИИнефтемашем, была
принята классификация ЦС по классам бу-
ровых установок, в основу которой была по-
ложена глубина бурения и нагрузка на крю-
ке буровой установки. Как представляется,
эти параметры не характерны для ЦС. Более
предпочтительно различать ЦС по функцио-
нальным и конструктивным признакам, а
также по принадлежности системы очистки
в тому или иному типу буровых установок,
например для кустового бурения, для стаци-
онарных буровых установок или для мобиль-
ных установок. Они же диктуют и основные
решения по конструктивному исполнению,
расположению и составу оборудования ЦС.
Функциональные признаки класси-
фикации ЦС определяются технологически-
ми процессами (см. выше], для выполнения
которых предназначена данная ЦС. Эти
признаки могут присутствовать полностью
или частично. Так, для любой ЦС обязатель-
ными функциями являются очистка бурово-
го раствора, хранение его определенного за-
паса, долив скважины при подъеме буриль-
ной колонны, подача бурового раствора в
скважину. Функция подачи бурового раство-
ра в скважину обычно выделяется в особую
группу (буровые насосы), а выполнение
функций приготовления бурового раствора,
шламоудаления и применение для этих це-
лей соответствующих специальных систем и
устройств необходимо не для всех ЦС.
Руководствуясь функциональными
признаками, всё оборудование ЦС традици-
онно разделяется на несколько блоков:
- блоки грубой и тонкой очистки;
- блок или блоки приготовления буро-
вого раствора;
- блоки хранения раствора;
- система долива раствора в скважину;
- система удаления шлама.
По конструктивным признакам,
независимо от типа буровой установки, ЦС
могут различаться по способу транспорти-
рования на крупноблочные, блочно-модуль-
ные и блочные. Отличаются ЦС и по монта-
жеспособности у заказчика. Блочно-модуль-
ные ЦС повышенной заводской готовности
проходят на заводе-изготовителе полную
сборку с разводкой всех технологических
трубопроводов и электрических коммуника-
ций с последующей стыковкой на быстро-
разъёмных соединениях, что даёт значи-
тельную экономию времени при первичном
и повторном монтажах на месте бурения.
356
Основные параметры циркуляционных систем разных типов
Параметры Комплексы ЦС
Для стационарных буровых установок Для буровых установок кустового бурения Для мобильных буровых установок Примеча- ние
БУ 3200/200 ДГУ-1 БУ 5000/320 ДГУ-1 БУ 6500/450 ДГ БУ 8000/500 ДЭР БУ 3200/250 ЭК-БМ БУ 4000/250 ЭК-БМ БУ 5000/320 ЭУК-Я БУ 2500/160 ДЭР-П БУ 2900/175 ЭР-П
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Полезный объем, м3 120 270 420 600 200 160 320 200 120
Емкость для воды, м3 - - 54 54 50 50 40 50 -
Емкость для жидких хим. реагентов, м3 - - 6 24 - 6 6 6
Бак гидромешалки, м3 - - - - 10 10 - 10 10
Емкость сбора громы- вочной воды (2 шт.), м3 - - - 10 10 - -
Пропускная способность средств очистки, да’/с:
вибросит 45 135 135 90 135 135 90 90 90
пескоотделителей 45 45 45 90 90 90 45 60 60
илоотделителей 45 45 45 90 45 45 45 45 45
дегазаторов 45 45 45 90 - 40 90 40 40
Производительность одной центрифуги, м3/ч - 25 25* 25* 25* 25* 25 - * Возможна установка 2-х центрифуг
Количество ступеней очистки 3 3 4 4 4 4 4 4 3
Производительность блока приготовления, м3/ч 15 15 15 15 15 15 15 15 15
Производительность подпорных насосов, м3/ч - 300 450 600 300 300 300 300 300
Условный проход растворопровода, мм 300 300 300 300 300 300 500 300 300
Дополнительное оборудование для очистки бурового раствора:
блок химического усиления центрифуг - - - * * - - * По требованию заказчика
Система шламоудаления (шнековый конвейер) - Есть Есть Есть Есть Есть Есть Есть -
Производительность шнекового конвейера, т/ч 5,36 5,36 10; 30 8,5; 25,5 10; 30 10; 30 8,5; 25,5 -
КОНСТРУКЦИИ УЗЛОВ
Основные параметры ЦС для разных типов
буровых установок приведены в табл. 3.4.2.
Очистка бурового раствора
Бурение нефтяных и газовых скважин
без применения систем очистки бурового
раствора невозможно. Чем качественнее
очистка, тем надёжнее работает оборудова-
ние буровой установки - буровые насосы и
породоразрушающий инструмент, тем выше
технико-экономические показатели бурения.
В зависимости от горно-геологических
особенностей разреза и планируемой техно-
логии строительства скважины в качестве
бурового раствора могут использоваться:
- техническая вода;
- глинистый буровой раствор на водной
основе неутяжеленный и утяжеленный;
- буровой раствор на нефтяной основе
неутяжеленный и утяжеленный;
- буровой раствор полимерглинистый с
малым содержанием глинистой фазы;
- буровой раствор неутяжеленный аэ-
рированный;
- углеводородные жидкости.
Наибольшее распространение в нашей
стране получила технология строительства
глубоких скважин на нефть и газ с промыв-
кой глинистыми (утяжеленными, неутяже-
ленными), а также полимерглинистыми, бу-
ровыми растворами на водной основе. По-
этому в этом разделе рассматриваются воп-
росы очистки таких растворов от шлама и
пластовых флюидов.
Очистка бурового раствора от бурового
шлама осуществляется с помощью техноло-
гического оборудования, входящего в состав
блока очистки ЦС буровой установки [6, 8]. К
этому оборудованию относятся сита вибра-
ционные, гидроциклонные шламоотделите-
ли (песко- и илоотделители), сепараторы раз-
ных типов, в том числе центробежные. Опи-
сание конструкций очистного оборудова-
ния, особенностей его устройства приводят-
ся ниже. Структурная схема четырёхступен-
чатой системы очистки бурового раствора
приведена выше (см. рис.3.4.1).
При качественной очистке из бурового
раствора могут удаляться частицы разме-
ром до 1 мкм. Известно, что размер частиц
бентонитового порошка находится в преде-
лах от 1 до десятков микрометров, порошко-
образного барита - от 5 до 75 мкм, бурового
шлама - от 10 мкм до 25 мм. Но в процессе
движения по стволу скважины к поверхнос-
ти размеры частиц шлама уменьшаются за
счет механического воздействия. После дли-
тельного нахождения в буровом растворе ча-
стицы шлама постепенно превращаются в
коллоидные (размером менее 2 мкм) и игра-
ют существенную роль в формировании тех-
нологических свойств бурового раствора.
Глубокая очистка раствора от шлама
сопряжена с применением очень сложного
оборудования - высокоскоростных центри-
фуг, блоков коагуляции, флокуляции и т.п.
оборудования. Несмотря на то, что глубокая
очистка усложняет технологический про-
цесс, в большинстве случаев применение ее
рентабельно вследствие существенного уве-
личения скорости бурения, сокращения рас-
ходов на регулирование свойств бурового
раствора, уменьшения вероятности возник-
новения аварий и удовлетворения требова-
ний защиты окружающей среды.
Способ очистки бурового раствора от
выбуренной породы и регулирования содер-
жания твердой фазы задается на стадии
проектирования в зависимости от особенно-
стей разреза скважины. Для обычной техно-
логии строительства скважины каждый из
видов оборудования, используемого для очи-
стки бурового раствора от шлама (за исклю-
чением центрифуги), должен пропускать ко-
личество бурового раствора, превышающее
максимальную производительность буровых
насосов при промывке скважины.
Для очистки бурового раствора на вод-
ной основе (неутяжеленного и утяжеленного)
от выбуренного и обвального шлама и регу-
лирования содержания твердой фазы приме-
няют устройства грубой и тонкой очистки.
При необходимости в случаях газопро-
явлений буровой раствор из скважины сна-
чала должен поступать в сепаратор для отде-
ления из него газа и далее в дегазатор и обо-
рудование блока очистки.
Блоки очистки включают технологи-
ческое очистное: оборудование. В зависимос-
ти от требований технологии бурения, при-
меняется одно-, двух- или трёхступенчатая
очистка бурового раствора. Для улучшения
качества очистки и уменьшения сбросов
шлама с буровой установки, возможности
его последующей утилизации применяется
четырёхступенчатая система очистки, кото-
рая обеспечивает последовательную очистку
бурового раствора на виброситах, песко- и
илоотделителях; с осушающим виброситом (с
использованием ситогидроциклонных сепа-
раторов) и центрифугах. Иногда к очистному
оборудованию относят и дегазаторы или се-
параторы газа из бурового раствора, уста-
навливаемые до или после вибросит.
Приготовление бурового раствора
Буровой раствор приготавливается в
следующих случаях:
- для создания необходимого запаса бу-
рового раствора до начала бурения;
- пополнения убыли бурового раствора
в результате его поглощения в скважине;
- введения в буровой раствор химичес-
ких реагентов и утяжелителей.
Буровой раствор готовится в специаль-
ном блоке, предназначенном для смешива-
ния стандартных глинопорошков, утяжели-
телей или химических реагентов в сухом или
жидком виде с водой до достижения необхо-
димой концентрации. В состав блоков приго-
товления обычно входит ёмкость или ёмкос-
ти небольшого объёма (8-12 м*) для хранения
приготовленного раствора. По мере готовно-
сти раствор из этих ёмкостей перекачивает-
ся в основные ёмкости ЦС или непосредст-
венно в скважину. Смешивание осуществля-
ется с помощью центробежного насоса, про-
качивающего воду или буровой раствор че-
рез инжектор (воронку смесительную, см.
рис.3.4.1), засасывающий сухой компонент
непосредственно из тары или при засыпке
его в бункер воронки. При необходимости
приготовления буровых растворов из под-
ручных материалов (комовых глин) в блоках
приготовления используют различные меха-
нические устройства для измельчения и сме-
шивания глины с водой: фрезерно-струйные
мельницы, глиномешалки и т.п. Для улучше-
ния качества бурового раствора иногда при-
меняют диспергаторы, которые устанавли-
ваются после гидросмесителей.
Блоки хранения представляют собой
ёмкости различных конструкций, закрытые
сверху настилом и снабжённые люками для
обслуживания, лестницами, донными кла-
панами для слива остатков бурового раство-
ра или промывочной жидкости. Иногда они
имеют люки в боковых стенках для ручной
зачистки. Ёмкости снабжаются механичес-
кими и гидравлическими перемешивающи-
ми устройствами, препятствующими осаж-
дению твёрдой фазы из буровых растворов.
Система удаления шлама предназна-
чена для сбора шлама после очистного обо-
рудования, его транспортирования и удале-
ния за пределы буровой установки в процес-
се бурения. Система шламоудаления вклю-
чает в себя шнековый конвейер или несколь-
ко конвейеров с приводом и дополнительны-
ми устройствами. Привод конвейера может
обеспечивать его работу в разных режимах
скорости в зависимости от количества по-
ступающего шлама. Выгрузка шлама может
осуществляться в шламовую яму, если поз-
воляют условия, или в промежуточный бун-
кер, или в кузов автомобиля для вывоза в ме-
ста утилизации.
Кроме описанных основных блоков в
состав ЦС входят системы освещения, отоп-
ления, принудительной и вытяжной венти-
ляции, приборы контроля, входящие в сис-
тему контроля параметров бурения буровой
установки, а также система трубопроводов и
запорной арматуры.
Во всех ЦС для перекачивания бурового
раствора применяются шламовые центробеж-
ные электронасосные агрегаты. Мощность
привода насосов выбирается в зависимости от
плотности раствора от 30 до 75 кВт. Произво-
дительность насосов не менее 150 м3/ч. В бло-
ках приготовления раствора устанавливается
насос с приводным электродвигателем мощ-
ностью до 90 кВт и расходом 250 м3/ч. Обору-
дование, используемое в комплексах ЦС для
очистки буровых растворов, относится к от-
расли химического машиностроения и изго-
тавливается на специализированных пред-
приятиях.
Основные технические параметры
оборудования ЦС
1. Полезный объём бурового раствора в
ёмкостях ЦС.
В зависимости от назначения ЦС и
класса буровой установки, полезный объём
бурового раствора изменяется в широких
пределах от 100 м3 для неглубоких скважин до
500...600 м3 для стационарных буровых для
глубокого разведочного бурения. Изменение
объёма достигается установкой в схеме ЦС
дополнительных блоков хранения. Иногда в
состав ЦС включают специальные блоки до-
полнительных ёмкостей для хранения ре-
зервных запасов воды и буровых растворов.
2. Количество ступеней очистки.
Обычно в ЦС принимается не менее
трех ступеней очистки, т.е. очистка на виб-
роситах, пескоотделителях и илоотделите-
лях. Четвертая ступень очистки производит-
ся на центрифугах. При необходимости ис-
пользуют специальное оборудование для об-
работки бурового раствора коагулянтами и
флокулянтами с последующим выделением
твердой фазы на центрифугах и получением
технически чистой воды, которая может
Таблица 3.4.3
Основные параметры технологического оборудования циркуляционных систем
Параметры ЦС Диапазон изменения параметров
Объём ёмкости для воды, м3 Объём доливной ёмкости, м3 Диаметр растворопровода сливного (до вибросит), мм Диаметр напорного трубопровода (манифольда) буровых насосов, мм Пропускная способность средств очистки, дм3/с: - одного вибросита - пескоотделителя - илоотделителя - центрифуги Наименьший размер частиц, удаляемых из бурового раствора плотностью 1,1- 1,2 г/см3, мм: - виброситом - пескоотделителем - илоотделителем - центрифугой Производительность блока приготовления бурового раствора, м3/ч Производительность шнекового конвейера, т/ч Подпорные насосы: для обеспечения работы трёхплунжерных буровых насосов - мощность привода, кВт - производительность, м3/ч 50-60 12-15 300-500 75-100 45 45-60 45 6,94 0,16 0,07 0,05 0,005 15 10; 30 30-55 150
Примечание. Параметры задаются заказчиком.
быть использована вторично или сброшена
без ущерба природе.
3. Параметры технологического обору-
дования ЦС (табл. 3.4.3).
Оборудование для очистки
бурового раствора
Вибросито
Вибросито представляет собой механи-
ческое устройство, предназначенное для от-
деления шлама путем фильтрации раствора
через вибрирующие сетки.
Главными факторами, определяющими
глубину очистки и пропускную способность
вибросита, являются размер ячеек и пло-
щадь фильтрующей поверхности. Схема уст-
ройства вибросита показана на рис. 3.4.8.
Основные составные части вибросита: осно-
вание 1, приемник 2 с распределителем по-
тока, вибрирующая рама 5 с сеткой 4, вибра-
тор 3, амортизаторы 6, поддон 7 для сбора
очищенного раствора. Вибрирующая рама
может располагаться как горизонтально, так
и под углом к горизонту, а её движение мо-
жет быть линейным, круговым, эллипсооб-
разным и комбинированным.
Практически установлено, что опти-
мальное соотношение между длиной и ши-
риной фильтрующей поверхности по отно-
шению к направлению подачи раствора со-
ставляет 2:1, а размеры сетки: длина 2600
мм не более, ширина 1300 мм. В зависимос-
ти от типа и дисперсного состава шлама
производительность вибросита существен-
но изменяется. Наибольшая производитель-
ность вибросита достигается в случае, если
шлам в основном состоит из песка, а наи-
меньшая - когда шлам представлен вязкими
глинами. Также из практики установлено [5],
что эффективность очистки виброситом воз-
растает по мере увеличения времени нахож-
дения частиц на сетке. Этого можно достиг-
нуть несколькими способами - увеличением
длины сетки, уменьшением расхода жидкос-
ти, угла наклона сетки и амплитуды колеба-
ний, изменением направления перемеще-
ния частиц, одновременным использовани-
ем двух последовательных или параллель-
ных сеток.
Эффективность работы вибросита
(пропускная способность, глубина и степень
очистки) зависит прежде всего от типа и ра-
бочего состояния вибрирующей сетки. В на-
стоящее время для очистки бурового раство-
ра отечественной промышленностью изго-
тавливаются кассеты с однослойными сет-
ками с размером ячейки 0,7x2,3; 1x2,3; 1x5;
0,16x0,16; 0,2x0,2; 0,25x0,25; 0,4x0,4; 0,55х
0,55; 0,9x0,9; 1,6x1,6; 2x2 и 4x4 мм. Для очи-
стки используются сетки с переплетениями
из нержавеющих проволок четырех типов:
квадратным, прямоугольным, диагональ-
ным и двойным голландским. Наиболее час-
то используется квадратное переплетение.
Все сетки для очистки бурового раствора из-
готавливают, как правило, в виде кассет с бо-
ковым обрамлением. Такая конструкция
позволяет осуществлять равномерное попе-
речное натяжение сетки при установке ее на
вибросите. Кроме того, изготавливаются
кассеты с одно-, двух- и трехслойными сет-
ками с ячейками квадратного сечения раз-
личного размера. Состояние натяжения сет-
ки - существенный технологический фактор,
влияющий на эффективность работы вибро-
сита.
Важную роль играет чистота сеток. Ког-
да сетка забивается шламом, ее необходимо
промыть струёй воды. И если очистка сетки
не дает существенного результата, то её сле-
дует снять и очистить проволочной щеткой с
обратной стороны. Во время технологических
перерывов сетку рекомендуется промывать и
закрывать предохранительной крышкой от
случайного механического повреждения.
Засорить сетку могут ангидрит, гипс,
нефтепродукты, смазки и соль. В таких слу-
чаях рекомендуется промывание пресной
водой, 10 % раствором уксусной или соля-
ной кислоты. Продукты нефти удаляют ке-
росином или дизельным топливом. Посто-
янное поддержание вибросита в рабочем со-
стоянии вызвано необходимостью эффек-
тивной очистки бурового раствора от шла-
ма. На долю вибросит приходится большая
часть очистки бурового раствора от шлама,
поэтому именно им следует уделять наи-
большее внимание.
Вибросито устанавливается на блоке
очистки в соответствии со схемами обвязки
с устьем скважины при помощи растворо-
провода или открытого желоба. С помощью
вибросит производится отделение наиболее
крупных твердых частиц шлама величиной
от 0,16 мм до максимального. Размеры ячеек
ситовых кассет выбираются в зависимости
от подачи насоса и механической скорости
бурения по номограммам [3]. Суммарная
пропускная способность вибросит должна
быть на 25 % больше максимальной подачи
буровых насосов. Не рекомендуется приме-
нение режима эксплуатации вибросита с пе-
регрузкой более чем на 35 % его максималь-
ной пропускной способности, всле-дствие
того, что это существенно сокращает срок
его службы.
Гидроциклонные
шламоотделители
Гйдроциклоны, представляющие собой
инерционно-гравитационные разделители
твердых частиц, широко применяются в
промышленности для разделения суспензии
на жидкую и твердую фазу.
В качестве второй и третьей ступеней
очистки бурового раствора от шлама ис-
пользуются гидроциклонные шламоотдели-
тели - пескоотделители и илоотделители раз-
личной конструкции, с помощью которых
удаляются твердые частицы размером от 50
мкм до 1,5 мм. Пескоотделители - это гидро-
циклоны диаметром 150 мм и более, одинар-
ные и сдвоенные, объединенные подающим
и сливным трубопроводами. К илоотделите-
лям относятся аналогичные устройства, со-
стоящие из гидроциклонов диаметром 100
мм и менее.
В отечественной практике используют-
ся гидроциклонные пескоотделители для
грубой очистки ПГ 60/300 и гидроциклоны
ГЦ-360, предназначенные для отделения ча-
стиц шлама из неутяжеленного раствора на
водной основе. К сожалению, гидроциклон-
ные шламоотделители, как правило, непри-
менимы для очистки утяжеленного бурового
раствора вследствие больших потерь утяже-
лителя со шламом.
Принцип действия гидроциклона
[3,4] заключается в следующем. Вышед-
ший из скважины или поступивший после
вибросита буровой раствор подается цент-
робежным насосом по тангенциальному
патрубку 5 в цилиндрическую часть 1 гид-
роциклона рис. 3.4.9. Под действием цент-
робежных и гравитационных сил более тя-
желые частицы шлама отбрасываются к
периферии и по конусу 3 гидроциклона
опускаются вниз и сливаются наружу че-
рез регулируемое отверстие 4. Очищенный
от крупных частиц раствор собирается в
центральной части гидроциклона и выхо-
дит через патрубок 2.
В качестве третьей ступени очистки
неутяжеленного бурового раствора исполь-
зуются илоотделители, выпускаемые под
шифрами ИГ 45/75, ИГ 45М и ИГ-Т-45М.
Они обеспечивают удаление твердых частиц
размером от 0,05 до 0,07 мм.
Рис. 3.4.9. Гидроциклон
Рис. 3.4.10. Илоотделитель ИГ 45/75:
1 - приёмный коллектор; 2 - выкидной
коллектор; 3 - отвод очищенного раствора;
4 - лоток для шлама; 5 - рама;
6 - гидроциклон
Технические характеристики илоотде-
лителей приведены в табл. 3.4.4, а общий
вид показан на рис. 3.4.10.
Описание конструктивного устройства
илоотделителя ИГ 45/75 приведено в [2,3,7 и
9]. Принцип действия илоотделителя такой
же, как и у пескоотделителя. Отличие заклю-
чается в диаметре (от 75 до 100 мм) гидро-
циклонов и их количестве (6 и 16 шт) в одном
комплекте.
Эффективность разделения суспензии
с помощью гидроциклонов повышается с
увеличением подачи бурового раствора, что
приводит к увеличению давления на входе.
Однако опыт работы с буровыми растворами
показывает, что оптимальное давление для
пескоотделителей составляет 0,25 МПа, а
для илоотделителей - 0,32 МПа.
У гидроциклонов нижнее (песковое) от-
верстие является каналом разгрузки от шла-
ма. Режим работы гидроциклонов регулиру-
ется изменением размера пескового отвер-
стия путем смены песковых насадок для
сбрасывания песка или ила. Увеличение ди-
Таблица 3.4.4
Техническая характеристика илоотделителей
Наименование показателя Шифр илоотделителя
ИГ 45/75 ИГ45М ИГ-Т-45М
Внутоенний лиаметп гилоопиклонов. мм 75 150 150
Пропускная способность, м3/с, не менее 0,045 0,045 0,048
Минимальный размер частиц (плотностью 2600 кг/м3), мм, при работе на: буровом растворе тестовой жидкости (вода - 98 %, тонкодисперсный кварцевый песок - 2 %) 0,03 0,01 - -
Минимальный размер частиц (плотностью 2600 кг/м3), удаляемых на 95 % и более из бурового раствора р = 1100- 1200 кг/м3, мм - 0,05 0,05
Диапазон регулирования диаметра пескового отверстия, мм - - 12-20
Рабочее давление перед гидроциклонами, МПа - 0,15-0,25 0,3 + 0,05
аметра песковых насадок снижает эффек-
тивность работы циклона и увеличивает по-
тери раствора со шламом.
Правильно отрегулированный и наст-
роенный гидроциклон имеет наилучшие ха-
рактеристики только в том случае, когда вы-
ход шлама происходит в виде зонтика, а не в
виде шнура. При правильной работе цикло-
на допустимы потери раствора до 5 %. Ос-
новной контролируемой характеристикой
гидроциклонов является плотность выходя-
щей внизу массы пульпы. Плотность ее
должна быть на 300 - 420 кг/м3 выше плот-
ности очищенного раствора.
Сито-гидроциклонные сепараторы
В последние десятилетия для очистки
буровых растворов применяются так назы-
ваемые сито-гидроциклонные сепараторы
(см. рис. 3.4.11). Подробное описание прин-
ципа действия сито-гидроциклонного сепа-
ратора приведено в [3 и 7], а технические ха-
рактеристики - в [7 и 9]. В сито-гидроцик-
лонном сепараторе СГС 65/300 в качестве
шламоотделителя используют пескоотдели-
тель ПГ 60/300, а в СГС 45/150 - четыре ги-
дроциклона илоотделителя ИГ 45М.
Центробежные сепараторы (центри-
фуги)
Обычные илоотделители для очистки
утяжеленных буровых растворов неприме-
нимы, так как, удаляя частицы шлама раз-
мером 25 мкм, они удаляют из раствора
практически весь баритовый утяжелитель с
частицами размером более 16 мкм и часть
утяжелителя с частицами меньшего разме-
ра. При очистке илоотделителем тяжелых
растворов 95 % шлама будут составлять
крупные частицы, в среде которых будет на-
ходиться до 50 % утяжелителя.
Основным современным аппаратом
для регулирования содержания и состава
твердой фазы в буровых растворах явля-
ются центрифуги. Современная центри-
фуга при нормальном режиме работы
обычно обрабатывает до 6-7 л/с бурового
раствора.
Центрифуга - высокоэффективный ап-
парат для разделения суспензий. Однако её
Рис. 3.4.11. Сито-гидроциклонный сепаратор СГС 45/150:
1 - выкидной коллектор; 2 - приемный коллектор; 3 - гидроциклон; 4 - лоток для шлама; 5 - осушающее
вибросито; 6 - рама; 7 - вибратор
Рис. 3.4.12. Конструктивное устройство центрифуги:
1 - шнек; 2 - ротор; 3 - кожух; 4 - двигатель привода шнека; 5 - основной приводной двигатель; 6 - рама
конструкция довольно сложна. При высокой
частоте вращения, вязкой и абразивной
среде наличие сальниковых уплотнений,
винтовых питающих насосов требует тща-
тельного ухода. Конструктивное устройство
центрифуги с бесступенчатым регулирова-
нием скорости вращения ротора показано
на рис 3.4.12.
Очистка бурового раствора от газа
Наличие газа в буровом растворе пре-
пятствует ведению нормального технологи-
ческого процесса бурения. Во-первых, вслед-
ствие снижения эффективной гидравличес-
кой мощности уменьшается механическая
скорость бурения, особенно в мягких и сред-
ней твердости породах. Во-вторых, в резуль-
тате снижения эффективной плотности бу-
рового раствора в скважине возможно воз-
никновение газопроявлений. В-третьих, воз-
никает опасность взрыва или отравления
ядовитыми и вредными пластовыми газами,
например сероводородом.
Попадающий в поток циркулирующего
раствора газ приводит к изменению техно-
логических свойств бурового раствора, а
также режима промывки скважины. Пу-
зырьки газа препятствуют удалению шлама
из раствора, в связи с чем эффективность
работы очистного оборудования снижается.
Кислые газы (сероводород и углекислый газ)
Рис. 3.4.13. Пневмогидравлическая схема дегазатора «Каскад-40»:
1 - вакуум-насос; 2 - ресивер; 3, 19, 20 - клапан; 4 - клапан-разрядник; 5 - камера; 6 - разгрузочная камера;
7 - трубопровод; 8 - шибер; 9 - пластины; 10 - поддон; 11, 12 - клапаны сливные; 13 - регулятор; 14 - рычаг;
15 - золотник; 16 - мембрана; 17 - шток; 18 - пружина; 21,22 - седла
могут привести к снижению pH раствора и
вызвать его флокуляцию.
Особенности конструктивного устрой-
ства вакуумных дегазаторов типа ДВС-Ш и
«Каскад-40» показаны на рис. 3.4.13.
Вакуумный дегазатор «Каскад-40»
представляет собой двухкамерный аппарат
циклического действия, оснащенный водо-
кольцевым вакуумным насосом типа ВВН-2
с приводом от электродвигателя, системой
всасывающих и сливных клапанов и золот-
никовым устройством для его управления.
Остаточное содержание газа в очищенном
буровом растворе составляет не более 2 %.
Принцип его действия подробно описан в [3],
а общий вид показан на рис.3.4.13.
Дегазатор ДВС-Ш по принципу дейст-
вия несущественно отличается от дегазато-
ра типа «Каскад-40».
Конструктивное исполнение
и компоновочные решения
оборудования ЦС
На рис. 3.4.14 представлены общая
компоновка и отдельные блоки оборудова-
ния ЦС для стационарной буровой установ-
ки. ЦС стационарных буровых установок с
условной глубиной бурения от 2500 до 8000
м выпускаются в блочном исполнении повы-
шенной заводской готовности. Оборудова-
ние ЦС может устанавливаться в утеплён-
ном укрытии или поставляется без укрытия.
Комплексы ЦС нового поколения, раз-
работанные специально для условий Запад-
ной Сибири и Крайнего Севера в составе ку-
стовых буровых (рис. 3.4.15) установок блоч-
но-модульного исполнения, устанавливают-
ся в «эшелоне» на направляющих балках бу-
ровой установки. Конструкция ЦС обеспечи-
вает значительное сокращение времени пер-
вичного и повторного монтажей на месте бу-
рения. Межмодульные коммуникации вы-
полнены на быстроразъёмных соединениях.
На новую точку бурения комплекс оборудо-
вания ЦС перевозится на стандартных при-
цепах-трейлерах транспортными модулями
без демонтажа оборудования. На рис. 3.4.16
-3.4.18 показаны модуль грубой очистки ЦС
3900/225 ЭКБМ, где кроме очистного обору-
дования установлен также и дегазатор, мо-
дуль ёмкости для хранения запаса бурового
раствора с механическими и гидравличес-
кими перемешивателями и модуль тонкой
очистки с центрифугой и системой удаления
шлама. Здесь шнековый конвейер системы
собирается в двух вариантах со сбросом
шлама в кузов автомобиля или в шламовый
«амбар».
Рис. 3.4.14. Общее расположение комплекса ЦС БУ 3200/200 ДГУ-1:
1 - растворопровод; 2 - блок очистки; 3 - блок дегазатора; 4 - блок шламовых насосов; 5 - блоки
промежуточных ёмкостей; 6 - блок приемной ёмкости; 7 - блок приготовления с ёмкостью
а)
Рис. 3.4.15. ЦС в составе буровой установки БУ3900/225 ЭК-БМ: а - общий вид эшелона; б - вид сверху:
1 - модуль водяной ёмкости; 2 - модуль обслуживания; 3 - модуль грубой очистки; 4 - система
шламоудаления; 5 - модуль тонкой очистки; 6 - модуль приготовления; 7 - модули бурового раствора;
8 - модуль подпорных насосов; 9 - модули буровых насосов; 10 - желоба электрических кабелей;
11 - ёмкость долива
Рис. 3,416. Модуль блока грубой очистки ЦС:
1 - секция нижняя с ёмкостью и укрытием на раме; 2 - секция верхняя с виброситами и дегазатором;
3 - секция крыши с системой вентиляции
Рис. 3.4.17. Модуль ёмкости ЦС для хранения бурового раствора:
1 - ёмкость на раме с укрытием; 2 - секция крыши
Рис. 3.4.18. Модуль тонкой очистки ЦС с системой шламоудаления:
1 - система шламоудаления; 2 - секция нижняя; 3 - секция верхняя с центрифугой; 4 - секция крыши
Блок дополнительных ёмкостей (БДЕ)
показан на рис.3.4.19. БДЕ служит для хра-
нения дополнительного запаса бурового рас-
твора и перекачки его в основной комплекс
ЦС. Конструктивно БДЕ выполнен также в
блочно-модульном исполнении.
Варианты исполнения оборудования
ЦС для мобильных буровых установок пока-
заны на рис. 3.4.20-3.4.22. Модули ЦС мон-
тируются на заводе-изготовителе на специ-
альных транспортных устройствах с крон-
штейнами, которые позволяют устанавли-
вать их с помощью специального гидрообо-
рудования на подкатные тележки и тягачи
для перевозки на новую точку бурения. Ком-
плексы ЦС для передвижных буровых уста-
новок обладают всеми необходимыми техно-
логическими возможностями, включая бло-
ки грубой и тонкой очистки с установкой
центрифуги, блок приготовления и блоки
хранения бурового раствора.
Рис. 3.4.19. Блок дополнительных емкостей ЦС:
1,5 - модули водяных ёмкостей;
2,4- модули ёмкостей бурового раствора;
3 - модуль насосов
Рис. 3.4.20. Комплекс ЦС БУ 2900/175 ЭР-П: а - вид сверху; б - вид сбоку:
1 - растворопровод; 2 - модуль грубой очистки; 3 - модуль приготовления с ёмкостью химических
реагентов; 4 - модуль ёмкости с подпорными насосами; 5 - модуль промежуточной ёмкости; 6 - блок
модулей буровых насосов; 7 - манифольд
1 - секция нижняя с ёмкостью, шламовыми насосами на ы? <. j кронштейнами транспортного устройства;
2 - секция верхняя с виброситами и дегазатором; 3 - секция крыши
Рис.3.4.22. Модуль приготовления бурового раствора:
1 - секция нижняя на раме с кронштейнами транспортного устройства; 2 - воронка смесительная;
3 - ёмкость приготовления; 4 - воздушно-отопительный агрегат; 5 - секция верхняя; 6 - балка электротали
Литература
1. Абубакиров В.Ф., Архангельский
В.Л., Буримое Ю.Г. и др. Буровое оборудова-
ние: Справочник. Том 1. - М.: Недра, 2000.
-269 с. с илл.
2. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Спра-
вочник инженера по бурению. Том 1. -М.: Не-
дра, 1985. - 414 с. с илл.
3. Булатов А.И., Макаренко П.П., Про-
селков Ю.М. Буровые промывочные и тампо-
нажные растворы: Учебное пособие для
вузов. - М.: Недра, 1999. - 424 с. с илл.
4. Духнин А.П., Соловьев Е.М. Бурение
нефтяных и газовых скважин. - М.: ГЪстопте-
хиздат, 1959. - 495 с. с илл.
5. Инструкция по технологии очистки
буровых растворов виброситом ВС-1. РД 39-
2-443 -80. -Краснодар: ВНИИКрнефть, 1980.
- 28 с. с илл.
6. Инструкция по технологии регулиро-
вания содержания твердой фазы в буровом
растворе в ПО «Укрнефть». -Киев: Укргипро-
нипинефть, 1987. -39 с. с илл.
7. Каталог нефтяного оборудования,
средств автоматизации, приборов и спецма-
териалов. Том 1. - М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - 304
с. с илл.
8. Резниченко И.Н., Денисенко В.В., Гор-
бачев Н.А. Технология очистки буровых рас-
творов и регулирование содержания в них
твердой фазы// ТНТО Серия «Бурение».
-М.: ВНИИОЭНГ 1976. - 52с. силл.
9. Рекламные листки АООТ «ВНИИ-
НЕФТЕМАШ» и ООО «Нефтегазмаш-техно-
логии» по оборудованию для очистки буро-
вых растворов.
3.5. Буровые сооружения
В процессе строительства скважин,
проведения сопутствующих работ буровые
сооружения выполняют вспомогательные
функции. Они предназначены для монтажа
и размещения основного и вспомогательно-
го оборудования, обеспечения их конструк-
тивной и функциональной взаимосвязи при
бурении и транспортировке.
В состав буровых сооружений входят:
фундаменты, основания, буровые вышки, при-
вышечные сооружения, каркасно-панельные
укрытия или каркасы укрытий, приемные
мостки и стеллажи.
3.5.1. Фундаменты
Фундаменты - это земляные или бетон-
ные инженерные сооружения, предназна-
ченные для монтажа металлоконструкций
оснований буровых установок. Фундамент -
опора для буровой установки и привышеч-
ных сооружений, через которую передаются
на грунт нагрузки, возникающие в процессе
монтажа и эксплуатации оборудования.
Как правило, комплектные буровые ус-
тановки ОМЗ не нуждаются в специальных
фундаментах и подготовка площадки под
блоки ограничивается выравниванием и ни-
велировкой площадки под опорные балки
или созданием бетонной подушки (лент) под
эти балки. Металлоконструкции основания,
лебедочного, приводного и насосного блоков
обладают необходимой жесткостью и мас-
сой, обеспечивающей нормальную работу
установленного оборудования, и исключают
появление недопустимой вибрации без креп-
ления этих металлоконструкций к специаль-
ным фундаментам.
Отсутствие необходимости применения
специальных фундаментов под основания
буровых установок значительно сокращает
денежные расходы и время строительства
буровой. Однако в районах с низкой несущей
способностью грунтов, а также при строи-
тельстве глубоких и сверхглубоких скважин
требуется строительство достаточно слож-
ных фундаментов.
Раздельные фундаменты под буровые
установки строят по проектам, разработан-
ным специализированными строительными
организациями, с учетом заданий, выдан-
ных заводами-поставщиками оборудования.
Возведение фундаментов всегда сопро-
вождается рытьем котлованов, сооружением
опалубок, доставкой щебенки, цемента, песка
и других материалов, что приводит к значи-
тельным денежным и временным затратам.
Основные рекомендации, которые сле-
дует учитывать при проектировании и стро-
ительстве фундаментов буровых установок,
следующие:
1. Базой для привязки фундаментов под
буровую установку следует считать центр
скважины.
2. Удельная нагрузка на грунт не должна
превышать допустимой для данного вида
грунта. Так, для природных и почвенных ус-
ловий группы месторождений районов Запа-
дной Сибири, для буровых установок разве-
дочного и эксплуатационного бурения удель-
ное давление на грунт от опор оснований
должно быть не более 0,1-0,12 МПа.
3. Габариты площадки под кустовую бу-
ровую должны позволять разместить буро-
вую установку и обеспечить возможность ее
монтажа. Привышечные сооружения (ко-
тельная, вагончик мастера, столовая, топ-
ливный блок и т.д.) должны устанавливаться
с соблюдением правил безопасности в неф-
тегазодобывающей промышленности и про-
тивопожарных разрывов между агрегатами
с учетом размещения противовыбросового
оборудования, а также с учетом числа сква-
жин на данной площадке. Конструкция фун-
дамента должна выбираться в зависимости
от глубины бурения и конструкций скважин,
типа буровой установки, способности грунта
к восприятию удельного давления от возни-
кающих в процессе работы нагрузок, а также
экономической целесообразности применя-
емых материалов.
4. Необходимо применять экономичес-
ки обоснованные конструкции фундамен-
тов, которые позволят сократить сроки стро-
ительства. Поэтому решающее значение для
выбора конструкции оснований под буровую
установку имеет состав и свойства грунта,
на котором предполагается монтировать бу-
ровую установку.
5. Располагать оборудование необходи-
мо так, чтобы можно было полнее использо-
вать рельеф местности, водоемы, подъезд-
ные пути, линии электропередач, макси-
мально сокращая при этом площади под бу-
ровую установку и вахтовый поселок буро-
вой бригады.
6. Следует учитывать преобладающее
направление ветров для буровых с дизель-
ным приводом, чтобы при установке вы-
хлопных трубопроводов, емкостей с топли-
вом и маслом защитить обслуживающий
персонал от воздействия выхлопных газов.
7. Верхняя плоскость фундамента, на
которую будут опираться фундаментные ра-
мы и балки, должна быть выдержана на од-
ной отметке.
8. Анкерные болты, если они заранее
закладываются в фундамент по всем коорди-
натам, в том числе и по высоте, должны быть
установлены с точностью до 5 мм.
9. Рамы оснований и агрегатов при ус-
тановке на бетонный фундамент опорными
плоскостями должны плотно прилегать к
плоскостям фундаментов, для чего между
ними заливают цементный раствор.
10. Основания должны быть выверены
по плоскости с точностью до 1 мм на 1 м в
двух направлениях.
11. При возведении фундаментов и ус-
тановке металлоконструкций основания не-
обходимо отвести от них воду, которая быст -
ро размывает грунт, вызывая проседание и
перекос фундамента, нарушающие нор-
мальную работу установки.
3.5.2. Основания
Основание предназначено для установ-
ки на нем оборудования. Оно должно обеспе-
чивать удобную эксплуатацию этого обору-
дования, а также его транспортировку без
демонтажа на новую точку. Комплекс меха-
низмов буровой установки занимает значи-
тельную площадь и устанавливается на раз-
личных высотных отметках, достигающих
8-10 м. Для сокращения сроков строительст-
ва буровой и упрощения монтажа, демонта-
жа и транспортировки необходимо все обо-
рудование установки, в том числе и вышку,
смонтировать на таких металлоконструкци-
ях, которые позволяли бы с минимальными
затратами перевезти все оборудование на
новую точку, смонтировать (желательно без
специальных фундаментов) и начать буре-
ние новой скважины.
Основание буровой установки в зави-
симости от размещенного на нем оборудова-
ния подразделяют на блоки:
- вышечный, на котором устанавлива-
ют вышку с механизмом крепления непо-
движной ветви талевого каната, устройство
для подъема вышки, буровую площадку, на
которой устанавливается ротор с приводом,
подсвечники, пульт бурильщика, ключ буро-
вой и другое вспомогательное оборудование;
- лебедочный, на котором устанавли-
вают буровую лебедку;
- приводной (энергетический) для си-
ловых агрегатов;
- насосный для буровых насосов;
- блоки циркуляционной системы и
другие блоки.
Число и размеры блоков определяются
типом буровой установки, количеством, га-
баритными размерами и массой устанавли-
ваемого оборудования.
Для безопасного обслуживания устано-
вок в целом в составе оснований или само-
стоятельно предусматриваются лестницы,
переходные или иные площадки, огражде-
ния с учетом требований действующих Пра-
вил безопасности в нефтяной и газовой про-
мышленности. Все основания сварные, вы-
полненные из профильного и листового про-
ката в виде балок, рам, ферм.
Основания буровой установки
БУ3200/200 ДГУ-1М
Основания буровой установки
БУ3200/200 ДГУ-1М состоят из двух основ-
ных блоков: вышечно-лебедочного; насосно-
приводного.
Основание вышечно-лебедочного бло-
ка (рис. 3.5.1) выполнено двухъярусным. На
верхнем ярусе, пол которого поднят на от-
метку 6 м, представляющем собой рабочую
(буровую) площадку, установлены подсвеч-
ники, ротор, вспомогательная лебедка, ключ
АКБ, пульт бурильщика. На нижнем ярусе
установлены мачтовая А-образная вышка,
устройство для подъема вышки, буровая ле-
бедка, привод ротора, механизм крепления
неподвижной ветви талевого каната. На-
грузки на грунт (фундамент) передаются че-
рез шесть опор, установленных под основ-
ными несущими балками. На основании
предусмотрены места установки и крепле-
ния узлов устройства транспортного. Транс-
портирование основания с установленным
на нем оборудованием и вышкой осуществ-
ляется шестью тяжеловозами ТГП-70.
Основание насосно-приводного блока
представлено на рис. 3.5.2. Конструкция ос-
нования выполнена двухъярусной. На верх-
нем ярусе, состоящем из отдельных рам, раз-
мещается привод установки, а на нижнем -
два буровых насоса.
Основными несущими узлами основа-
ния являются две двухъярусные рамы, объе-
диненные между собой по торцам нижнего
яруса балкой, а по верхнему уровню -рамами
привода под установки.
fin
Рис. 3.5.1. Основание вышечно-
лебедочного блока БУ 3200/200 ДГУ-1М
Кронигеян
Рис. 3.5.2. Основание насосно-приводного
блока БУ 3200/200 ДГУ-1М
Для транспортирования насосного бло-
ка на следующую точку бурения предусмот-
рено транспортное устройство, в составе ко-
торого имеется балка под задние тяжелово-
зы и кронштейн под передний тяжеловоз.
Для обеспечения достаточного противовеса
от опрокидывания при подъеме вышки осно-
вание соединяется с основанием вышечно-
лебедочного блока.
Основания буровой установки
БУ8000/500 ДЭР (6500/400 ДГ)
Основания буровой установки
БУ8000/500 ДЭР (6500/400 ДГ) состоят из двух
основных блоков - вышечного и лебедочного.
Основание вышечного блока (рис.3.5.3)
состоит из двух основных несущих рам, со-
единенных между собой балками и рамой
подроторной, которые в совокупности обра-
зуют рабочую (буровую) площадку. Особен-
ность и уникальность данного основания со-
стоит в том, что оно устанавливается в рабо-
чее положение на отметку 10 м совместно с
четырехопорной вышкой. Для этого основа-
ние монтируется в вертикальном положении
с последующим креплением к нему горизон-
тально расположенной четырехопорной вы-
шки (подробно смотри раздел о монтаже че-
тырехопорной вышки).
На основании (буровой площадке) кро-
ме четырехопорной вышки устанавливают-
ся ротор с приводом, подсвечники, буровой
ключ, пульт бурильщика и другое оборудова-
ние. Буровая площадка (основание) в рабо-
чем положении опирается на четыре опоры,
которые через балки лебедочного блока пе-
редают нагрузки на фундамент.
За пределами буровой площадки нахо-
дится основание лебедочного блока, кото-
рый выполнен из двух рам и балки с ролика-
ми, установленных на основные несущие
балки. На одной раме устанавливается ле-
бедка с приводом, на второй - вспомогатель-
ное оборудование. Балка с роликами являет-
ся одним из основных связующих звеньев
лебедочного основания с вышечным при
подъеме последнего и вышки в рабочее поло-
жение через запасованные в ролики канаты.
Основания буровой установки
БУ5000/320 ЭУК-Я
Данная установка предназначена для
бурения скважин кустовым методом, поэто-
му основания имеют определенные особен-
ности по сравнению с основаниями, описан-
ными выше стационарных установок.
Во-первых, основания располагаются в
виде эшелона и соединены между собой. Во-
вторых, они устанавливаются на специаль-
ные направляющие с рельсами, а сами осно-
вания снабжены колесами или роликами.
Передвижка в пределах куста осуществляет-
Рис. 3.5.3. Основание вышечно-
лебедочного блока БУ 8000/500 ДЭР
Рис. 3.5.4. Мост приемный БУ 5000/320 ЭУК-Я
ся двумя гидроцилиндрами. Основания
скомпонованы для крупноблочного транс-
портирования с установленным на них обо-
рудованием, аналогично основаниям стаци-
онарных буровых установок, и состоят из
следующих основных блоков:
- мост приемный;
- вышечно-лебедочный блок;
- блок промежуточных емкостей;
- блок приемных емкостей;
- насосный блок;
- блок оборудования для цементирования;
- компрессорный блок;
- тиристорный блок;
- блок распределительного устройства;
- направляющие.
Мост приемный
Мост приемный (рис.3.5.4) состоит из
трех основных несущих балок с колесами, ко-
торые устанавливаются на рельсы балок на-
правляющих. Несущие балки снабжены
кронштейнами под тяжеловозы для транс-
портирования моста приемного крупным
блоком. На балки установлены пять рам, на
которых складируются бурильные или обсад-
ные трубы. Кроме того, на рамах устанавли-
ваются два консольно-поворотных крана. Ра-
ма желоба одним концом опирается на цент-
ральную раму моста приемного, а другим на
раму центральную модуля ротора и служит
для подачи бурильных, обсадных труб на бу-
ровую площадку. На противоположном конце
центральной рамы моста приемного опирает-
ся наклонная рама, которая служит для подъ-
ема грузов с земли с помощью вспомогатель-
ной лебедки. Мост приемный двумя тягами
связан с вышечно-лебедочным блоком для
совместной передвижки в пределах куста. По
периметру моста приемного установлены пе-
рильные ограждения. Для обслуживания кон-
сольно-поворотных кранов имеются специ-
альные стойки с лестницами.
Основание вышечно-лебедочного
блока (рис.3.5.5) состоит из ряда узлов, вы-
полненных в модульном исполнении, напри-
мер, модуль ротора с приводом, модуль вспо-
могательной лебедки, модуль управления.
Данные модули укомплектованы соответст-
вующим оборудованием, смонтированным
на сварной раме на заводе-изготовителе.
Три модуля образуют буровую площадку, т.е.
верхний ярус основания.
Нижний ярус основания состоит из
двух основных несущих рам, связанных
между собой рамой, балками и фермами, на
которые опирается буровая площадка. На
основных несущих рамах стоит вышка с уст-
ройством для подъема. Кроме того, к несу-
щим рамам подсоединяются балансирные
тележки с колесами, домкраты вертикаль-
ные для выравнивания блока при бурении, а
также горизонтальные гидроцилиндры для
передвижки установки в пределах куста. На
поперечной раме устанавливается лебедка.
Основание опирается балансирными тележ-
ками на рельсы балок направляющей.
Основания промежуточных, приемных
емкостей, а также насосного блока конструк-
Рис. 3.5.5. Основание вышечно-лебедочного
блока БУ 5000/320 ЭУК-Я
тивно выполнены одинаково (рис.3.5.6). Все
указанные основания состоят из основных
несущих балок с колесами и кронштейнами
под тяжеловозы для крупноблочной перевоз-
ки с куста на куст. На указанные балки уста-
новлены рамы, на которые монтируется со-
ответствующее оборудование. В целом каж-
дое основание колесами устанавливается на
рельсы балок направляющих.
Основания оборудования для цементи-
рования, компрессорного, тиристорного,
распределительного устройств конструктив-
но выполнены одинаково и состоят из основ-
ных несущих рам с колесами и площадками
для обслуживания оборудования. Так как
указанные блоки не обеспечиваются специ-
альными укрытиями, они имеют перильные
ограждения. В целом каждое основание ко-
Рис. 3.5.6. Основание промежуточных емкостей
БУ 5000/320 ЭУК-Я
Ось валки
Оси домкратов и
винтовых ОПОР
Рис. 3.5.7. Направляющая БУ 5000/320 ЭУК-Я
лесами устанавливается на рельсы балок на-
правляющей. Транспортирование крупны-
ми блоками не предусмотрено.
Направляющие
Направляющие в сборе (рис.3.5.7)
представляют собой два ряда балок коробча-
того сечения, соединенных между собой бол-
товыми соединениями. По оси каждой балки
имеются балки двутаврового сечения с боко-
выми отверстиями с шагом 1,5 м для крепле-
ния захвата цилиндра перемещения и с от-
верстиями на верхней плоскости для крепле-
ния рельс. С целью обеспечения размера
между головками рельс ряды балок соедине-
ны между собой тягами.
Конструкция направляющих позволяет
перемещать буровую установки в пределах ку-
ста практически с неограниченным количест-
вом скважин, для чего балки направляющей
переставляются по направлению движения.
Основания буровых установок
в блочно-модульном исполнении
(БУ 3900/225 ЭК-БМ и др.)
Основания указанных установок обра-
зуются из модулей, на сварных рамах кото-
рых выполнен монтаж всего оборудования
на заводе-изготовителе. Основание вышеч-
но-лебедочного блока образуется по мере
монтажа нескольких модулей, например, бу-
ровая площадка образуется тремя модуля-
ми: модулем ротора с приводом, модулем
вспомогательной лебедки, модулем управле-
ния. Нижний ярус основания компонуется
модулями левого и правого лонжеронов, мо-
дулем лебедки и модулями механизма пере-
мещения и выравнивания, а также модуля-
ми электрооборудования. Весь комплекс ус-
танавливается на направляющие.
Насосно-циркуляционная часть обра-
зуется совокупностью соответствующих мо-
дулей. Все модули своими колесами устанав-
ливаются на рельсы направляющих, а также
соединяются между собой в эшелон с помо-
щью специальных тяг. Транспортирование
модулей осуществляется на прицепных
платформах. Крупноблочная перевозка не
предусмотрена.
3.5.3. Буровые вышки
Вышка является ключевым узлом обору-
дования буровой установки. Они предназна-
чены для выполнения следующих функций:
- проведения спуско-подъемных опера-
ций с бурильными и обсадными трубами:
- поддержания бурильной колонны на
талевой системе при бурении с разгрузкой;
- размещения комплекта бурильных
труб и утяжеленных бурильных труб (УБТ),
извлеченных из скважины;
- размещения талевой системы и
средств механизации спуско-подъемных
операций, в частности механизмов АСП;
КМСП или платформы верхового рабочего,
устройства экстренной эвакуации верхового
рабочего, системы верхнего привода, вспо-
могательного оборудования.
Вышки и мачты должны отвечать сле-
дующим эксплуатационно-техническим тре-
бованиям:
- быть достаточно прочными и устой-
чивыми при максимальных нагрузках, воз-
никающих в процессе бурения или ликвида-
ции аварий;
- иметь необходимый запас высоты для
размещения талевого блока, элеватора и ма-
нипулирования с буровыми свечами;
- удовлетворять Правилам безопаснос-
ти в нефтяной и газовой промышленности;
- иметь возможно меньшие массу и га-
баритные размеры, а также конструкцию,
обеспечивающую транспортабельность и
простоту монтажно-демонтажных работ.
От конструктивного исполнения вышки
зависит объем монтажных работ. В течение
ряда лет совершенствуются такие конструк-
тивные схемы, которые, не ухудшая парамет-
ров, определяющих характеристику буровой
установки, позволяют снижать трудоемкость
монтажных работ, способствуют повышению
безопасности труда и уменьшают ее металло-
емкость. Предусматриваемая при проектиро-
вании вышек возможность механизации
сборки, демонтажа, погрузочно-разгрузоч-
ных работ и транспортирования способству-
ет повышению долговечности этих узлов и
оборудования, поскольку наибольший ущерб
их состоянию наносится во время этих работ.
Буровые вышки «ОМЗ» разработаны в соот-
ветствии с требованиями спецификации Аме-
риканского нефтяного института (АНИ).
Вышки и мачты классифицируются по
назначению, способу монтажа и транспор-
тирования, конструкции и параметрам.
По назначению вышки можно разде-
лить в зависимости от назначения и типа
БУ: вышки для стационарных, передвижных
(мобильных), буровых установок, для агрега-
тов капитального ремонта скважин. Особый
класс составляют вышки для морских буро-
вых установок.
По конструкции буровые вышки раз-
личаются в зависимости от пространствен-
ной геометрической формы несущей конст-
рукции, способа и устройств для монтажа.
Несущая конструкция - сооружение
над устьем скважины, предназначенное для
размещения необходимого оборудования
для бурения скважины и осуществления
спуско-подъемных операций.
По конструкции буровые вышки мож-
но разделить на две группы: мачтовые и
башенные.
Мачтовые в свою очередь подразделя-
ются, в зависимости от исполнения несущей
конструкции, на А-образные, П-образные,
четырехопорные и вышки с открытой перед-
ней гранью.
Мачта (вышка мачтовая) - сооружение
на высоких опорах, состоящее из одной или
нескольких секций с механизмом подъема,
монтаж которой может осуществляться сле-
дующими способами:
- сборка в горизонтальном положении
на некотором расстоянии от уровня земли и
затем подъем в рабочее положение;
- подъем в промежуточном положении
с последующей раздвижкой или разворотом
в рабочее положение.
Башня (вышка башенная) - сооруже-
ние квадратного или прямоугольного сече-
ния, секции которого имеют ферменную
конструкцию во всех четырех гранях. Это со-
оружение не содержит механизма подъема,
и его монтаж осуществляется следующими
способами:
- последовательным наращиванием
секций в вертикальном положении с помо-
щью специального подъемника;
- с помощью крана.
В сложившейся на практике термино-
логии башенными вышками называют
конструкции, имеющие не менее трех опор,
воспринимающих полезную нагрузку, а
мачтами - конструкции с одной или двумя
такими опорами. Буровые мачты применя-
ют при бурении скважин различной глуби-
ны, при равной с башенными вышками вы-
соте и грузоподъемности они менее метал-
лоемки и имеют меньшее число разъемных
деталей. Применение мачт вместо вышек
снижает затраты времени на монтажно-де-
монтажные работы с 8 до 2 % от времени на
собственно бурение скважины, уменьшает
транспортные и другие эксплуатационные
расходы.
Буровые мачты представляют собой не-
сущий ствол - стержень или конструкцию А -
образной формы, смонтированную на основа-
нии. Несущий ствол выполняют в виде стой-
ки, фермы или решетчатого стержня закрыто-
го типа с открытой передней гранью (П - об-
разного сечения). Мачты с открытой передней
гранью широко применяют в установках с по-
движными вращателями и при бурении глубо-
ких скважин роторным способом. Ноги А - об-
разных мачт выполняют в виде трехгранных
или четырехгранных пространственных
ферм, а иногда в виде трубчатых колонн.
Мачты небольшой высоты (до 12 - 14 м)
обычно неразборные, а при большей высоте
их выполняют секционными для уменьше-
ния размеров при транспортировке. Секци-
онные мачты разделяют на сборные, склад-
ные и телескопические.
Сборные мачты состоят из отдельных
цельносварных секций, что значительно уско-
ряет монтажно-демонтажные работы. Сбор-
ные А-образные мачты широко используют
при бурении нефтяных и газовых скважин.
Складные мачты имеют шарнирно связные
секции, что позволяет складывать их в
транспортное положение. У телескопичес-
ких мачт верхняя секция при демонтаже
опускается в нижнюю. На конструкцию бу-
ровой вышки оказывают влияние конструк-
тивные особенности ее элементов (кронбло-
ка, свечеприемника, направляющих меха-
низмов подъема и опускания и вспомога-
тельных устройств).
Кронблок
Кронблок удерживает на весу подвиж-
ную часть талевой системы. Он монтируется
на верхней раме мачты или на подкронблоч-
ных балках вышки и является неподвижной
частью талевого механизма. Конструкции
кронблоков зависят от типа используемых
вышек и различаются по числу шкивов, гру-
зоподъемности и конструктивной схеме.
Магазин (свечеприемник)
Свечеприемник предназначен для
размещения и удержания бурильных све-
чей и утяжеленных бурильных труб (УБТ),
которые устанавливаются вертикально на
подсвечник и в магазин. Нижний конец
свечи устанавливается на подсвечник, ко-
торый размещается на основании в преде-
лах буровой площадки, верхний - заводит-
ся в магазин, смонтированный на несущей
конструкции вышки на высоте, несколько
меньшей, чем длина свечи. Магазин пред-
ставляет собой раму, разделенную на сек-
ции в виде гребенки. В установках с ручной
расстановкой свечей на этой же высоте
монтируется платформа верхового рабоче-
го, а в установках, оснащенных комплекса-
ми АСП и КМСП, расположен механизм
расстановки свечей.
Направляющие
Предназначены для обеспечения на-
правленного перемещения вращателя или
вертлюга в определенной плоскости. Они
применяются в установках для бурения
сейсмоскважин и структурно-картировоч-
ном бурении. Направляющими является
сама мачта или предусматриваются соот-
ветствующие элементы ее конструкции (от-
крытая передняя грань).
В последние годы в связи с развитием
систем верхнего привода установки могут
оснащаться специальными съемными на-
правляющими, воспринимающими реак-
тивный момент при работе верхнего приво-
да. Они могут быть изготовлены из труб или
профильного проката. Их длина определя-
ется длиной хода вращателя (верхнего при-
вода). В установках для ремонта скважин с
применением силового вертлюга направля-
ющие могут быть выполнены в виде струн
каната.
Механизмы подъема и опускания
вышек
Механизмы подъема и опускания вы-
шек должны отвечать следующим требова-
ниям: быть надежными и безопасными в ра-
боте, иметь небольшую массу и габаритные
размеры, а также легкое и удобное управле-
ние, позволяющее оперативно регулировать
скорость движения.
Подъем вышек и мачт и их опускание
в транспортное положение могут осуще-
ствляться:
- гидравлическими подъемниками;
- винтовыми подъемниками.
- тракторами:
- лебедками буровых установок;
- специальными лебедками.
Перед подъемом мачт производится их
сборка в горизонтальном положении.
Наиболее полно требованиям, предъ-
являемым к механизмам подъема и опуска-
ния мачт, отвечают гидравлические подъ-
емники, в качестве которых применяют
специальные гидроцилиндры, а в установ-
ках с подвижными вращателями возможно
использование гидроцилиндров механизма
подачи.
В тех случаях когда требуемый ход
штока превышает длину корпуса гидроци-
линдра, применяют телескопические гидро-
цилиндры. Для подъема буровых мачт при-
меняют двухступенчатые телескопические
гидроцилиндры.
Подъем мачт с помощью лебедок буро-
вых установок осуществляется с использова-
нием специальных конструкций типа подъ-
емных стрел и системы блоков.
Выдвижение секций телескопических
мачт осуществляется либо лебедкой, либо
гидравлическим цилиндром.
Вспомогательные устройства для ра-
боты и обслуживания
К вспомогательным устройствам отно-
сят такие элементы, как лестницы, перила,
ограждения, площадки, укрытия, освещение
и заземление, растяжки.
Лестницы и ограждения необходимы
для подъема на основания. Их число опреде-
ляется конструкцией буровой установки.
Размеры лестниц, перил, ступенек выполня-
ются в соответствии с правилами безопасно-
сти. Перила лестниц изготавливаются из
гнутого профиля или профильного проката
таврового сечения, перила и стойки - из труб.
Укрытия предназначены для утепле-
ния помещений и защиты обслуживающего
персонала и оборудования от метеорологи-
ческих воздействий.
Оттяжка (растяжка) - трос, один конец
которого прикреплен к вышке или мачте, а
другой - к якорному узлу для обеспечения
конструкционной и/или боковой поддержки
мачты в условиях рабочих нагрузок.
Основные параметры буровых
вышек
Грузоподъемность вышки (допускаемая
нагрузка на крюке) - ее главный параметр,
это также основной параметр общей харак-
теристики буровой установки. По этому па-
раметру классифицируются как БУ, так и
вышки.
Основные технические данные и ха-
рактеристики, которые должны быть указа-
ны в паспорте на вышку:
а) допускаемая нагрузка на крюке при оп-
ределенной оснастке талевой системы, кН (тс);
б) расстояние от стола ротора до низа
рамы кронблока, м;
в) расстояние между осями нижних и
верхних опорных шарниров по вертикали, м;
г) база нижняя (расстояние между ося-
ми опорных шарниров ног вышки), м;
д) база верхняя (расстояние между опо-
рами рамы кронблока), м:
- вдоль оси приемного моста,
- поперек оси приемного моста.
Вышки рассчитаны на следующие со-
четания нагрузок:
а) при спуско-подъемных операциях -
скорость ветра не более 20 м/с в сочетании с
нагрузкой на крюке, пакетом свечей, уста-
новленным на подсвечник:
б) в нерабочем состоянии (отстой при
урагане) - скорость ветра 33,5 м/с, нагрузка
на крюке отсутствует, пакет свечей установ-
лен на подсвечник.
Структура (расшифровка) обозначе-
ния вышек
Конструкция
Уралмашзавода
Мачтовая
Расстояние от стола
ротора до низа рамы
кронблока, м
Ручная расстановка
бурильных свечей
Допускаемая нагрузка
на крюке, тс
В обозначении буровой вышки могут
встретиться также следующие символы:
ВБ - вышка башенная;
4 - вышка четырехопорная;
А - комплекс механизмов АСП;
ПП - для полупогружной платформы;
П - для плавучей буровой установки.
Вышки для мобильных (передвиж-
ных) буровых установок
В мобильных буровых установок обыч-
но применяются вышки мачтового типа
(секционные или телескопические). В
мобильных установках ОМЗ применяются
вышки мачтовые секционные, а в установ-
ках для ремонта скважин - телескопические.
Основная несущая конструкция вышки
УМ 31/160-ОГР (рис. 3.5.8) - трехсекцион-
ная мачта с открытой передней гранью,
шарнирно опертая в четырех точках на под-
вышенные опоры. Сечение ног - квадратный
замкнутый профиль.
Составные части вышки: модули сек-
ций - монтажно-сборочные единицы повы-
шенной заводской готовности; платформа
верхового рабочего с площадкой для разме-
щения устройства эвакуации: устройство
оттяжек; гидроцилиндры. Соединение моду-
лей секций между собой быстроразъемное
пальцевое. Вышка оснащена лестницей-
стремянкой до кронблока и страховочным
устройством для подъема персонала. Цент-
рирование вышки относительно центра
скважины - двумя гидроцилиндрами.
Состав модулей секций
Модуль нижней секции: металлоконст-
рукция секции, установка блоков поворот-
ных (для пневмораскрепителя и для пневмо-
свинчивателя), трубопровод, электрообору-
дование, секция стояка манифольда ниж-
няя, крепеж.
Модуль средней секции: металлоконст-
рукция секции, электрооборудование, уста-
новка лебедки инерционной, секция стояка
манифольда верхняя, крепеж.
Модуль верхней секции: металлоконст-
рукция секции, кронблок, крюкоблок с те-
Рис. 3.5.8. Вышка УМ 31/160-ОГР:
1 - модуль нижней секции; 2 - площадка стояка; 3 - модуль средней секции; 4 - платформа; 5 - модуль
верхней секции; 6 - оттяжки
лежкой, лебедка канатная, блоки машинных
ключей, талевый канат, крепеж.
Внутри секций имеются направляю-
щие, по которым оперативно производится
перемещение крюкоблока на тележке в ниж-
нюю секцию перед подъемом вышки. Подъ-
ем вышки из горизонтального положения
осуществляется двумя гидроцилиндрами,
что упрощает подъем и уменьшает количе-
ство монтажно-транспортных единиц. Та-
ким образом, модульная конструкция вы-
шки обеспечивает ее повышенную собирае-
мость и транспортабельность при доставке с
завода и в условиях эксплуатации.
Транспортирование модулей секций
(рис. 3.5.9, 3.5.10) со скважины на новое ме-
сто монтажа предусмотрено на двухзвенном
транспортере ДТ-30-1 или на полуприцепе-
тяжеловозе. Металлоконструкции секций
решены таким образом, чтобы обеспечить
два варианта транспортирования:
1. Каждый модуль - на своем транс-
портном средстве, причем модуль средней
секции транспортируется со сложенной
Рис. 3.5.9. Транспортирование модулей вышки на двухзвенном транспортере ДТ-30-1:
а - транспортирование нижней секции; б - транспортирование верхней секции
Рис. 3.5.10. Транспортирование модулей вышки на полуприцепе-тяжеловозе:
а - транспортирование нижней секции; б - транспортирование верхней секции
платформой верхового рабочего (3 единицы
транспортных средств).
2. Модули нижней и верхней секций - на
одном транспортном средстве, вложенные
один в другой. Модуль средней секции со сло-
женной платформой - на отдельном транс-
портном средстве (2 единицы транспортных
средств).
Для обеспечения складывания щиты
укрытия на платформе выполнены раскры-
вающимися.
Преимущества вышки - в повышенной
монтажеспособности и транспортабельности.
Вышка УМ 31/175-ОГР
Вышка УМ 31/175-ОГР отличается от
вышки УМ 31/160-ОГР увеличенной допус-
каемой нагрузкой на крюке и измененной
конструкцией платформы верхового рабоче-
го. Емкость магазина для свечей платформы
также увеличена. Платформа транспортиру-
ется отдельно от модуля второй секции. Из-
менена также конструкция оттяжек. В отли-
чие от предыдущей вышки, нижние концы
оттяжек крепятся к специальным якорям,
установленным в землю. Технические харак-
теристики вышки приведены в табл. 3.5.1.
Вышки мачтовые (рис.3.5.11).
Мачтовые вышки наиболее распрост-
ранены в блочно-модульных установках кус-
тового бурения. Вышка представляет собой
А-образную мачтовую несущую конструк-
цию, состоящую из двух пространственных
ног прямоугольного сечения, шарнирно
Таблица 3.5.1
Основные технические данные и характеристики вышек передвижных БУ
Наименование характеристики Тип вышки
УМ31/160-ОГР УМ 31/175-ОГР
Допускаемая нагрузка на крюке при оснастке талевой системы 4x5 (по ГОСТ 16293-89), кН (тс) 1600(160) 1750(175)
Максимальная статическая нагрузка на крюке при оснастке талевой системы 4x5 (по API спецификация 4F), тс 190 210
Расстояние от стола ротора до шза рамы кронблока, м 31,0 31,0
Высота (по API спецификация 4F), м 37,626 38,226
Расстояние по вертикали между осями опорных нижних и верхних шарниров, м 34,66 34,66
База нижняя (расстояние между осями опорных шарниров ног вышки), м: - вдоль оси приемного моста - поперек оси приемного моста 1,5 3,2 1,5 3,2
База верхняя (расстояние междуопорами рамы кронблока), м: - вдоль оси приемного моста - поперек оси приемного моста 0,91 1,7 0,91 1,7
Емкость магазина для свечей 18 м, м: стальные трубы 0114 мм стальные трубы 0 127 мм - ЛБТ0 129 мм - УБТ 0 203 мм 3180 1008 2052 120 3780 2900 150
Рис. 3.5.11 Вышка мачтовая УМ:
1 ...3 - модули секций вышки; 9 - платформа верхового рабочего; 10 - козлы; 11 - площадка для
обслуживания стояка
опертых на рамы основания. Основные не-
сущие элементы выполнены из труб.
Основные составные части вышки: 8
модулей секций (монтажно-сборочные еди-
ницы полной заводской готовности, содер-
жащие узлы механического и электрическо-
го оборудования), платформа верхового ра-
бочего с площадкой для размещения устрой-
ства эвакуации, гидродомкраты, козлы. Со-
единения модулей секций между собой паль-
цевое. Вышка снабжена маршевыми лестни-
цами до уровня платформы верхнего рабоче-
го и лестницами с туннельным ограждени-
ем, размещенным внутри ног. Зона платфор-
мы верхнего рабочего снабжена металличес-
ким укрытием с четырех сторон, при этом со
стороны буровой лебедки укрытие выполне-
но в виде раскрывающихся щитов (что необ-
ходимо при подъеме и опускании вышки).
Жесткость и устойчивость вышки
обеспечена установкой в верхней ее части
горизонтальных и наклонных связей, а так-
же креплением ее к стойкам устройства для
подъема вышки двумя фиксаторами. Преду-
смотрена установка платформы верхнего
рабочего в трех положениях по высоте вы-
шки в зависимости от длины бурильных
свечей.
Модульная конструкция вышки обеспе-
чивает повышенную монтажеспособность
буровой установки в целом. Подъем из гори-
зонтального положения осуществляется бу-
ровой лебедкой и талевой системой буровой
установки с помощью канатной подвески,
входящей в состав устройства для подъема
вышки. Центрирование вдоль оси приемного
моста производится двумя фиксаторами, а
поперек оси приемного моста - двумя гидро-
домкратами.
В состав модулей всех секций и плат-
формы входит электрооборудование с раз-
водкой кабелей.
Таблица 3.5.2
Основные технические данные и характеристики мачтовых вышек
Наименование характеристики Вышка
УМ 45/225-Р УМ 45/250-Р УМ 45/270-Р
Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс) 2250 (225) 2500(250) 2700(270)
Расстояние от стола ротора до низа рамы кронблока, м 45,65 44,80 44,8
Расстояние между осями нижних и верхних опорных шарниров, м 47,55 47,56 47,56
Расстояние от оси нижних опорных шарниров до верха ригеля козел, м 52,39 52,41 52,9
База нижняя (расстояние между осями опорных шарниров), м 10,3 10,3 10,3
База верхняя (расстояние между опорами рамы кронблока), м: - вдоль оси приемного моста - поперек оси приемного моста 2,3 2,6 2,3 2,93 2,3 2,93
Емкость магазина, м: - для труб диаметром 114 мм - для труб диаметром 127 мм - для труб диаметром 147 мм 4950 4500 3900 5625 5200 4500 5625 5200 4500
Кроме того:
- в состав модулей секций 3 и 4 входят
фиксаторы с соответствующими крепежны-
ми деталями;
- в состав модулей 5 и 6 входят тяги,
служащие для открывания (закрывания)
противоветровых щитов;
- в состав модулей секций 7 и 8 входят
блоки машинных ключей.
Таким образом, преимуществом этих
вышек по сравнению с ранее выпускавши-
мися А-образными вышками является повы-
шенная заводская готовность за счет мо-
дульности исполнения входящих в нее со-
ставных частей.
Технические характеристики вышек
приведены в табл. 3.5.2.
Вышки мачтовые четырехопорные
Представляют собой пространствен-
ную мачтовую конструкцию, опирающуюся
на основание в четырех точках посредством
сферических шарниров.
Вышка УМ4-45/500-АР (рис.3.5.12)
предназначена для применения в буровых
установках сверхглубокого бурения. Вышка
может применяться для морских стационар-
Рис. 3.5.12. Вышка мачтовая четырехопорная УМ4-45/500-АР:
1 ...10 - секции вышки; 11 - платформа ручной расстановки свечей; 12 - козлы
ных платформ, самоподъемных буровых ус-
тановок. Вышка обеспечивает работу с бу-
рильными свечами 25.. .27 м с помощью ком-
плекса механизмов АСП и ручную расста-
новку насосно-компрессорных труб и левого
инструмента с одновременным размещени-
ем двух комплектов труб.
Особенности конструкции:
Основной несущей конструкцией явля-
ется мачта, которая состоит из двух ног, со-
единенных вверху шестью регулируемыми
тягами и рамой кронблока. Повышенная ус-
тойчивость мачты обеспечивается тем, что
ноги в нижней части раздваиваются, обра-
зуя в целом четырехопорную конструкцию.
Каждая нога состоит из шести пространст-
венных секций, выполненных из открытого
профиля. Соединение секций ног между со-
бой фланцевое.
Конструкция вышки позволяет устано-
вить на нее систему верхнего привода.
На платформе ручной расстановки све-
чей имеется площадка для размещения уст-
ройства эвакуации верхового рабочего. Же-
лоб аварийный предназначен для экстренной
эвакуации персонала с буровой площадки.
Конструкция желоба выполнена в виде горки
с криволинейным уклоном. Верхний участок
желоба снабжен металлическим укрытием,
нижний - выполнен открытым. Желоб кре-
пится к шахте с маршевыми лестницами для
подъема на буровую площадку, имеет проме-
жуточные опоры на грунт. Эвакуация произ-
водится в положении "сидя" с площадки шах-
ты, расположенной на высоте 8 м, с удалени-
ем на расстояние 35 м от оси скважины.
Вышка собирается в горизонтальном
положении. Подъем ее производится буро-
вой лебедкой с помощью специального поли-
спаста, блоки которого встроены в основа-
ние вышечно-лебедочного блока. Подъем
вышки (рис. 3.5.13) производится вместе с
верхней частью основания вышечного блока
(буровой площадкой).
Преимущества данной вышки: облада-
ет повышенной устойчивостью, сопостави-
а) положение башки перед подъемом
б) промежуточное положение башки
бо бремя подъема (опускания)
Рис. 3.5.13. Подъем вышки с использованием буровой лебедки
б) рабочее положение башки
мой с башенной вышкой. В то же время мач-
товая конструкция и конструкция основа-
ния позволяют производить подъем из гори-
зонтального положения.
Конструкция вышки отличается высо-
кой степенью заводской готовности, что су-
щественно влияет на сроки её монтажа.
При применении такой вышки на мор-
ских основаниях, стационарных платфор-
мах сборка её полностью производится на
заводе-строителе. Вышка доставляется к ме-
сту эксплуатации на барже и устанавливает-
ся на место плавкраном.
Вышки для морских буровых
установок
Вышка ВВП 54x400 (рис. 3.5.14) вхо-
дит в состав комплекта бурового оборудова-
ния КБО 6500/400 ЭУМ для самоподъемной
буровой установки СПБУ 6500/100 и пред-
назначена для установки на ней талевой си-
стемы, комплекса механизмов АСП-4МП,
размещения комплекта бурильных труб. Вы-
шка ВБП 54x400 башенного типа - для рабо-
ты с комплексом механизмов АСП. Нижняя
часть вышки выполнена в виде параллеле-
пипеда с размерами основания 10 х 11м,
верхняя часть - усеченная пирамида с раз-
мерами верхней базы 2,6 х 5,2м. На вышке
установлена площадка верхового рабочего
для ручной расстановки бурильных труб.
Колонны вышки 1 выполнены из труб
диаметром 530 мм, пояса 2, сварные короб-
чатого сечения, раскосы 3 изготовлены из
труб разного диаметра. Соединение секций
колонн между собой и поясов с колоннами
осуществляется с помощью болтов, раскосы
крепятся пальцами. Передняя со стороны
мостков грань вышки крепится к опорам на
портале, а задняя - к раме над лебедкой бол-
тами. От пола буровой площадки до уровня
верхнего магазина имеется шахта с марше-
выми лестницами 5, к ней же крепятся стоя-
ки манифольда. От уровня верхнего магази-
на до подкронблочной площадки расположе-
на шахта с лестницами-стремянками тон-
нельного типа 4.
Сборка вышки производится в гори-
зонтальном положении на монтажной пло-
щадке, поднимается и устанавливается на
ПБУ плавкраном.
Центрирование вышки относительно
вертикальной оси выполняется при строи-
Рис. 3.5.14. Вышка ВБП 54x400:
1 - колонны; 2 - пояса; 3 - раскосы; 4 - шахта; 5 - шахта с маршевыми лестницами; 6 - площадка
подкронблочная
А-А
тельстве буровой, последующее центрирова-
ние в процессе работы не требуется
Технические и эксплуатационные ха-
рактеристики вышки ВВП 54x400:
Допускаемая нагрузка
на крюке (автоэлеваторе)
при оснастке талевой
системы 6x7, кН (тс).............4000 (400)
Полезная высота (размер
от стола ротора
до низа рамы кронблока), м............54
Высота общая (расстояние
от опор вышки
до оси ригеля наголовника), м ......57,3
Длина свечи бурильных труб, м:
- при работе с комплексом АСП-4МП.....36
- при ручной расстановке .............25
Вышка рассчитана на условия
морского перехода:
- ветер, баллы.........................7
- волнение моря, баллы ................6
Вышка рассчитана на работу
при температуре
окружающего воздуха, “С..........-40...+40
Вышка ВБПП 53x320
Вышка ВБПП 53x320 (рис.3.5.15) вхо-
дит в состав бурового оборудования полупо-
гружной буровой установки ППБУ 6000/200
и предназначена для установки на ней тале-
вой системы с компенсатором вертикальных
перемещений бурильной колонны, комплек-
са КМСП-6500, размещения комплекта бу-
рильных труб.
Вышка ВБПП 53x320 башенного типа,
для работы с комплексом КМСП.Нижняя
часть вышки выполнена в виде параллеле-
пипеда с размерами основания 12,5 х 13 м,
верхняя часть - усеченная пирамида с раз-
мерами верхней базы 4,8 х 5 м.
Колонны вышки 1 выполнены из труб
диаметром 426 мм, пояса - из сварного дву-
тавра, раскосы - из труб разного диаметра.
Соединение колонн между собой, а также по-
ясов с колоннами выполнено сварным, рас-
косы крепятся к поясам и колоннам пальца-
ми. Рама подкронблочной площадки 4 при-
варивается к колоннам вышки.
Для удержания талевого блока, ком-
пенсатора вертикальных перемещений и
центратора относительно оси вышки при
качке на вышке предусмотрены направляю-
щие 8. От пола буровой площадки до верхне-
го магазина КМСП-6500 расположена шах-
та с маршевыми лестницами 6, к ней также
крепятся стояки манифольда и направляю-
щие талевого блока 8. От верхнего магазина
Рис. 3.5.15. Вышка ВВП 53x320:
1 - башня; 2 - балка; 3 - опора; 4 - площадка подкронблочная; 5 - перила и площадки; 6 - шахта; 7 - шахта; 8 -
направляющая; 9 - стойка
Таблица 3.5.3
Условия эксплуатации ППБУ
Условия эксплуатации ППБУ Высота волн, м Ветер, баллы Наибольшее значение допускаемых перемещений Нагрузка на крюке, тс Расположение бурильной колонны
крен и дифферент, град. горизонт смещения, % от глубины моря вертикальные смещения, % от высоты волн
Небольшие переходы — 5 ±5,0 — — 0 На стеллажах
Перегон — до 7 +6,5 — — — На стеллажах
Бурение 6 9 +5,0 3,0 20 % при периоде волнения 10 с 320 В скважине
Спуско- подъемные операции — 6 ±2,5 — — 320 За пальцем магазина
Штормовой отстой 12 10-12 ±6,5 5,0 30 % при периоде волнения 12 с 320 В скважине
КМСП-6500 до подкронблочной площадки
расположена шахта 7 с лестницами тон-
нельного типа.
Вышка крепится к опорам на портале
болтами, при этом обеспечена ее эксплуата-
ция без оттяжек. Опоры 3 расположены в
грани вышки со стороны буровой лебедки.
На опорах 9 закреплен нижний механизм
расстановки свечей КМСП-6500. Сборка вы-
шки производится в горизонтальном поло-
жении на монтажной площадке, поднимает-
ся и устанавливается на ППБУ плавкраном.
Центрирование вышки относительно
вертикальной оси производится при строи-
тельстве ППБУ, последующее центрирова-
ние в процессе работы не требуется.
Технические и эксплуатационные ха-
рактеристики вышки ВБПП 53x320:
Полезная высота (размер
в свету от стола ротора до низа
рамы кронблока) ,м .................53
[Дубина бурения скважины, м.......6500
[Дубина моря, м ...................200
Длина свечи, м ..................25-27
Диаметр бурильных труб, мм .114,127,141
Температура окружающего
воздуха, "С ...................-40...+40
Условия эксплуатации ППБУ приведе-
ны в табл. 3.5.3.
3.6. Средства монтажа
и транспортирования БУ
Состав средств Для монтажа и транс-
портирования БУ определяется следующи-
ми факторами:
- условиями транспортирования: мест-
ность, состояние дорог, расстояние перевоз-
ки, время года и т.д.;
- способом транспортирования: блока-
ми-модулями на стандартных транспорт-
ных средствах; единым блоком с применени-
ем специальных транспортных средств или
на собственной транспортной базе (самоход-
ные или прицепы);
- конструктивными особенностями буро-
вой установки - состав, количество и масса
блоков.
Транспортирование буровых установок
осуществляется следующими способами:
- крупными блоками на тяжеловозах
ТГ-60, Т-60, ТГП-70;
- мелкими блоками на передвижных
платформах;
- поагрегатно на универсальном транс-
порте.
Для монтажа и демонтажа используют
краны КП-25, КС-6471, МКИ-40, «Январец» и
другие, а также комплекс средств для меха-
низации вспомогательных операций (основ-
ная и вспомогательная лебедки, краны кон-
сольно-поворотные) .
При кустовом способе бурения скважин
перемещение буровой установки от скважины
к скважине осуществляется по рельсовым на-
правляющим, что существенно снижает уси-
лия на перемещение БУ и сокращает время.
Для перемещения БУ и её выравнива-
ния на точке бурения разработан механизм
перемещения и выравнивания (МПВ).
Механизм перемещения и выравнива-
ния выполняет функции:
- перемещение эшелонов блоков буровой
установки с одной точки бурения на другую в
пределах разбуриваемого куста скважин;
- выравнивание вышечно-лебедочного
блока при проседании направляющих в грунт.
Механизм перемещения и выравнива-
ния характеризуется следующими основны-
ми параметрами:
- привод гидравлический;
- рабочее давление в гидросистеме 16 МПа;
- объем рабочей жидкости в гидросис-
теме 0.4. ..0.5 м3;
- путь перемещения эшелона блоков за
один ход гидроцилиндров 1500 мм;
- максимальная высота выравнивания
при проседании направляющих балок 500 мм;
- давление направляющих балок на
грунт 1.0... 1.2 кгс/см2.
МПВ конструктивно выполняется из
отдельных узлов при монтаже буровой уста-
новки и эксплуатируется как составная
часть БУ. В состав МПВ входят: домкраты,
гидроцилиндры, тележки балансирные, ро-
лики ходовые, опоры винтовые, захваты,
упоры направляющие, агрегат гидравличес-
кий (гидроагрегат), гидросеть.
Вышечно-лебедочный блок буровой ус-
тановки располагается на двух блоках МПВ,
в которые встраиваются балансирные те-
лежки, а блок циркуляционной системы,
компрессорный блок и блок электрооборудо-
вания имеют ходовые ролики.
Рельсовая колея смонтирована на на-
правляющих, выполненных конструктивно
в виде отдельных балок. В поперечном на-
правлении балки связаны тягами, обеспечи-
вающими параллельность рельсов и необхо-
димое расстояние между ними (колею).
В каждом блоке МПВ (рис.3.6.1) по краям
балок 1 смонтированы опоры 2 и балансир-
ные тележки 3. На опорах 2 смонтированы
винтовые опоры 4 и домкраты 5. Винтовые
опоры и домкраты на концах имеют опорные
сферические наголовники, которыми они
опираются на балки направляющей 6. Дом-
краты попарно смонтированы на силовых ра-
мах по углам основания вышечно-лебедочного
блока с помощью болтов. Балансир содержит
колесо, закрепленное на оси в радиально-сфе-
рических подшипниках. Применение балан-
сиров с шарнирным соединением к основа-
нию вышечно-лебедочного блока обеспечива-
ет равномерную загрузку колес тележки.
К балкам посредством осей 7 шарнирно
подвешены гидроцилиндры перемещения 8.
Штоки гидроцилиндров осями шарнирно со-
единены с захватами 9, которые установле-
ны на рельсах направляющей 10 с возмож-
ностью перемещения по ней. Захваты осями
11 соединены с балками направляющей.
Для привода домкратов и гидроцилинд-
ров в системе МПВ предусмотрен агрегат гид-
равлический (гидроагрегат), а также гидросеть,
состоящая из трубопроводов, рукавов высокого
давления и быстроразъемных соединений.
В состав гидроагрегата входят электро-
насосный агрегат с одним или двумя насоса-
ми, гидрораспределители, предохранитель-
ный клапан, гидрозамки, фильтр, манометр,
бак вместимостью 0.2 м3.
Для перемещения буровой установки на
очередную точку бурения рабочая жидкость от
гидроагрегата с помощью соответствующего
гидрораспределителя подается в силовые поло-
сти гидроцилиндров 8 и захваты 9 подтягива-
ются до совпадения отверстий в захватах и бал-
ках направляющих, после чего закрепляются
осями 11 к балке направляющей. Гйдроцилинд-
ры реверсируются гидрораспределителем гид-
роагрегата, для этого рабочая жидкость пода-
ется в поршневые полости, и буровая установ-
ка перемещается за один ход гидроцилиндра
на 1500 мм, после чего процесс повторяется.
Рис. 3.6.1. Блок механизма перемещения и выравнивания
Стопорение эшелона блоков в момент под-
тягивания захвата осуществляется упорами.
При бурении скважины балансирные те-
лежки разгружаются за счет установки вышеч-
но-лебедочного блока на винтовые опоры 4.
Подъем и опускание ВЛБ при этом производят-
ся домкратами 5. Выравнивание ВЛБ произво-
дится так же, как разгрузка балансирных теле-
жек, с помощью домкратов и винтовых опор
винта на высоту проседания направляющей.
3.7. Оборудование
для механизации
вспомогательных работ
на буровой установке
К вспомогательным работам при провод-
ке скважины буровой установкой относятся:
- погрузочно-разгрузочные работы на
мостках и стеллажах буровой установки;
- подготовка бурильной колонны к нара-
щиванию и подача труб на буровую площадку;
- подготовка колонн обсадных труб к
спуску и подача их на ось скважины;
- подача породоразрушающего инстру-
мента и забойных двигателей на центр сква-
жины;
- подача узлов противовыбросового
оборудования (ПВО) на устье скважины;
- выброс бурильной колонны на мостки
после окончания бурения.
Кроме того, к вспомогательным рабо-
там можно отнести ремонт, техническое об-
служивание, монтаж и демонтаж оборудова-
ния в блоках и модулях буровой установки
К оборудованию для механизации вспо-
могательных работ, поставляемому в составе
комплекта буровой установки, относятся:
- лебедка вспомогательная;
- краны для работы на приемных мос-
тках, для обслуживания буровых насосов,
пневмокомпенсаторов;
- тали электрические для обслужива-
ния модулей приготовления растворов и
подпорных насосов;
- монорельсы для обслуживания ком-
прессорного блока;
- оборудование для подачи труб со стел-
лажей на горизонтальную часть моста;
- мост приемный механизированный;
- наклонный желоб с механизирован-
ными упорами;
- балки с талями для подачи узлов про-
тивовыбросового оборудования (ПВО) на ус-
тье скважины и его обслуживания.
Лебедка вспомогательная ЛВ-50-В,
предназначена для транспортирования гру-
зов и бурового инструмента с приемных мос-
тков на площадку буровой, подъема грузов, а
также для свинчивания и развинчивания
обсадных труб.
Техническая характеристика лебедки
ЛВ-50-В:
Мощность привода, кВт................18,5
Натяжение каната, кН (тс) ................
на барабане диаметром 240 мм.........50 (5)
на барабане диаметром 500 мм ......27 (2,8)
Скорость навивки каната, м/с..............
на барабане диаметром 240 мм........0,36
на барабане диаметром 500 мм........0,63
Тормозной момент тормоза
колодочного, Нм (кгсом) ............400 (40)
Максимальный момент,
передаваемый муфтой предохранительной,
Нм (кГЬ м) .......................225 (22,5)
Масса лебедки, кг.....................1945
Канат (рекомендуемый) для
оснащения барабана
диаметром 240 мм . . . .Ф15.5-Г-ВК-Н-Р-Е-1860
.......................ГОСТ 3071-88
*Масса пульта, кг ...................30
‘ Пульт поставляется в комплекте с лебедкой
в количестве 2 шт.
Лебедка (рис.3.7.1) состоит из рамы 8,
электродвигателя 10, муфты предохрани-
тельной 6, колодочного тормоза 9, редуктора
7, подъёмного вала 2, механизма управления
муфтой 3, блока роликов 12, стойки 4, ограж-
дения 1, ролика прижимного 11, щита 5.
Лебедка работает следующим образом.
Вращение от электродвигателя 10 че-
рез предохранительную муфту 6, редуктор 7,
зубчатую муфту 13 передаётся на вал 2. На
валу установлены барабаны, один барабан
предназначен для подъёма груза, а другой -
для свинчивания и развинчивания труб.
Торможение осуществляется тормозом 9.
Пульт управления состоит из стойки, на ко-
торой смонтированы контроллер и пост уп-
равления. предназначенный для оператив-
ного включения и отключения электродви-
гателя. Пульт (пульты) устанавливается в
удобном для работы месте.
Оснастку барабана производить по схе-
ме: один конец каната закрепить к диску ба-
рабана, другой - перекинуть через вспомога-
тельный ролик на кронблоке. Рабочий конец
каната оснащается захватом (крюком).
Краны для работы на приемных
мостках
Краны для работы на приемных мос-
тках применяются для производства погру-
зочно-разгрузочных работ труб и инстру-
Рис. 3.7.1. Лебедка вспомогательная ЛВ-50-В
мента с транспорта на инструментальную
площадку и на стеллажи, для раскладки труб
на стеллажах и подачи труб и инструмента
на горизонтальную часть моста. Краны на
мостках располагаются на левом лонжероне
буровой установки (смотреть со стороны
мостков на устье скважины) или на специ-
альном отдельном основании.
На буровых установках ОМЗ для рабо-
ты на мостках применяются кран консоль-
но-поворотный 3,2-8-ЗК-У1 собственного
8
производства и различные покупные краны,
например кран КПМ-6,3 производства заво-
да «Металлист» (г. Стрый, Украина). Техниче-
ские характеристики кранов приведены в
табл.3.7.1.
Кран консольно-поворотный
Кран консольно-поворотный 3,2-8-ЗК-
У1 (рис.3.7.2) устанавливается на лонжеро-
не, на приемном мосту или на отдельном ос-
новании и состоит из следующих основных
сборочных единиц и механизмов: колонны
Рис. 3.7.2. Кран консольно-поворотный 3,2 -8-3K-V1
Таблица 3.7.1
Технические характеристики кранов
Параметр технической характеристики Ед. измерения Производство
ОМЗ «Металлист», г. Стрый
Тип крана 3.2-8-ЗК-У1 КПМ-6,3
Г рузоподъемность тс 3,2 6,3*)
Вылет:
максимальный м 8,0 12,5
минимальный м 1,73 4,0
Угол поворота стрелы градус 245 330
Высота подъема максимальная м 6,0 -
Тип тали ТЭ-320 (электрическая) -
Управление краном С пола от подвесного пульта Дистанционное
Масса крана кг 5190 10600
ПРИМЕЧАНИЕ: *) На минимальном вылете стрелы.
1, трех подкосов 2, консоли 3, механизма по-
ворота 4, механизма передвижения тали 5,
токоподвода 6, электрооборудования, кожу-
хов и ограждений.
Механизм подачи труб со стеллажей
на горизонтальную часть приемного моста
Механизм подачи труб устанавливает-
ся на горизонтальной части моста приемно-
го и предназначен для механизированной
подачи бурильных и обсадных труб со стел-
лажей в желоб рамы на буровых установках
кустового бурения.
Сборочные единицы механизма подачи
(рис.3.7.3) размещены на обеих сторонах ра-
мы желоба, предназначенного для направле-
ния движения трубы при подачи ее в вышеч-
ный блок на ось скважины или в шурф для на-
ращивания. На боковых поверхностях рамы
желоба установлены и закреплены опоры 1, в
которых смонтированы валы 2. На валы уста-
новлены рычаги 3. Для исключения перека-
тывания трубы на противоположный стел-
лаж на желобе устанавливается ограничи-
тель 4. Поворот валов осуществляется пнев-
моцилиндром 5, установленным под рамой
1 3 5 7 2
желоба. Управление подачей воздуха в полос-
ти пневмоцилиндра осуществляется с пульта
управления 6. Подача сжатого воздуха произ-
водится через блок аппаратуры. Регулирова-
ние скорости срабатывания пневмоцилинд-
ров осуществляется пневмодросселем.
Мост приемный механизированный,
в дальнейшем именуемый мост, предназна-
чен для транспортировки трубы по горизон-
тальному и наклонному желобам, удержа-
ния трубы в наклонном желобе, "выброса"
бурильных и утяжеленных труб с буровой
после окончания бурения.
Техническая характеристика моста
приемного:
Длина подаваемой трубы, м ...........6... 10
Масса трубы не более, кг ............3000
Привод перемещения тележки - асинхронный
электродвигатель:
мощность, кВт ....................15
частота вращения, об/мин ........955
Скорость движения тяговой цепи, м/с..0,36
Тяговое усилие, кгс .................3000
Тяговый орган - цепь крутлозвенная высокопроч-
ная 18х64-С ТУ 12.01.73856.010-88.
Управление ........- дистанционное с пульта.
4 6
Рис. 3.7.4. Мост приемный механизированный
Сборочные единицы моста размещены
на двух модулях и на лестнице с площадкой
(рис.3.7.4). Блок привода 1 и модуль моста 2
соединены между собой болтами. Блок при-
вода имеет ферму, в которую установлен при-
вод 3. Дверки закрывают ферму и предохра-
няют привод от заносов снегом, песком. Мо-
дуль моста 2 включает ферму 4, которая
представляет собой сварную металлоконст-
рукцию с желобом для направления движе-
ния трубы. По всей длине желоба предусмот-
рен продольный паз для перемещения упора
тележки 5. Для исключения перекатывания
трубы на другую сторону при ее подаче со
стеллажа в желоб предусмотрены ограничи-
тели. Привод через круглозвенную цепь 6 пе-
ремещает тележку. Привод от перегрузок
предохраняется фрикционной предохрани-
тельной муфтой, а также срезным болтом.
Тележка транспортирует трубу по желобу
при подаче ее в буровую и «выбросе» на мос-
тки. К корпусу тележки подсоединены труба
с подавателем 7. На нижней плоскости трубы
и подавателя выполнен продольный паз для
прохождения упора по наклонному желобу.
Наклонный желоб с механизирован-
ными упорами
Подача трубы в вышечный блок и «вы-
брос» на мостки осуществляется по наклон-
ному желобу (рис.3.7.5). В модуль наклонно-
го желоба встроен упор поворотный 1, пред-
назначенный для удержания трубы в на-
клонном положении. Рама желоба 2 пред-
ставляет собой сварную металлоконструк-
цию с желобом, который является направля-
ющей при транспортировке трубы с мостков
к центру скважины или при ее «выбросе» на
мостки. В желобе имеется вырез для пово-
ротного упора. Упор поворотный состоит
собственно из упора дисбалансного типа 3,
корпуса 4, рукоятки 5 с рычагом 6, который
фиксирует упор в положении «утоплен».
Работа на приемных мостках
Наибольший эффект при работе на
приемных мостках буровой установки дает
комплексная механизация, когда в едином
цикле работают вышеперечисленные меха-
низмы: кран консольно-поворотный, обору-
дование для подачи труб со стеллажей на го-
ризонтальную часть моста, мост приемный
механизированный и наклонный желоб с
механизированными упорами.
Перед началом эксплуатации оборудо-
вания необходимо выполнить следующие
работы:
- смазать механизмы, входящие в состав
изделий в соответствии с картами смазки, и
провести их техническое обслуживание.
- выдвинуть с одной стороны ограничи-
тели 4 (см.рис. 3.7.3), зафиксировать их
пальцами. Со стороны подачи труб упоры
утопить;
- включить привод 3 (см. рис. 3.7.4)и ото-
гнать тележку 5 в крайнее заднее положение:
- в наклонном желобе рукояткой рас-
фиксировать упор поворотный 1 (см. рис.
3.7.5) и убедиться, что упор выступает над
желобом.
Операция «Подача труб в буровую» вы-
полняется в следующей последовательности:
- после разгрузки труб раскатать их на
стеллажах, установить ограничители 4 (см.
рис.3.7.3);
- накатить трубу на рычаги 3, свернуть
с резьбы защитный колпак;
- закатить трубу в желоб фермы 4 (см.
рис.3.7.4), для этого подать воздух в поршне-
вую полость пневмоцилиндра 6;
- включить привод 3, при этом тележка
5 переместится вправо, а ниппель трубы
окажется в подавателе тележки. Труба пода-
ется в наклонный желоб, причем ниппель
подаваемой трубы должен пройти за пово-
ротный упор;
Рис. 3.7.5. Наклонный желоб с механизированными упорами
- включить привод на перемещение те-
лежки в крайнее заднее положение. Труба
остается в наклонном желобе и удерживает-
ся упором. Далее подается следующая труба;
- на рабочей площадке необходимо
надеть элеватор на выступающий из наклон-
ного желоба конец трубы;
- включить буровую лебедку, поднять из
желоба трубу, совместить ее ниппель с муф-
той выступающего из ротора конца колонны
бурильных труб и свернуть соединение или
же завести трубу в шурф для наращивания.
Для выполнения операции «Выброс»
труб на мостки необходимо:
- включить привод 3 (см. рис.3.7.4) и
переместить тележку 5, пока подаватель не
окажется в наклонном желобе;
- отклонить нижний конец трубы, от-
вернутой от бурильной колонны, в желоб;
- включить лебедку, приспуская тале-
вую систему, довести нижний конец трубы
до упора подавателя тележки, отсоединить
элеватор;
- включить привод 3, переместить те-
лежку 5 влево, в результате труба вместе с
подавателем будет двигаться по наклонному
желобу и горизонтальному мосту;
- остановить тележку 5 в крайнем ле-
вом положении, выкатить трубу на стеллаж;
- вернуть тележку 5 в исходное положе-
ние. На этом цикл завершается.
3.8. Система
жизнеобеспечения БУ
Под системой жизнеобеспечения БУ
понимается комплекс оборудования, пред-
назначенный для создания нормальных ус-
ловий деятельности обслуживающего персо-
нала буровой установки. В состав этого
комплекса входят все системы и узлы буро-
вой установки. Их конструкция и параметры
должны соответствовать требованиям безо-
пасности, которые регламентируются соот-
ветствующими документами.
К ним относятся, в первую очередь,
требования безопасности по эксплуатации
бурового оборудования (ГОСТ Р 12.2.141-99),
а также правила безопасности в нефтяной и
газовой промышленности (ПБ 08-200-98).
В данном издании основное внимание
уделено конструкции оборудования, пред-
назначенного для создания комфортных ус-
ловий труда на рабочем месте, в частности
укрытиям, отоплению, водоснабжению.
Кроме того, в состав системы жизнеобеспе-
чения входят средства соцкультбыта, обес-
печивающие возможность отдыха и питания
обслуживающего персонала.
3. 8.1. Укрытия буровых установок
Укрытия буровых установок (в дальней-
шем «укрытия») служат для защиты бурового
оборудования и обслуживающего персонала
от атмосферных воздействий и создания
комфортных условий труда.
По назначению укрытия классифици-
руются по типу блока-модуля буровой уста-
новки. Например, укрытие буровой площад-
ки, ЦС, насосов и т.д.
Конструктивный тип укрытий опре-
деляется типом укрывающего материала,
способом монтажа.
Для укрытий применяются различные
материалы: прорезиненная ткань, дерево,
металлические листы и трёхслойные панели
(сэндвичи), состоящие из двух металличес-
ких листов и расположенного между ними
наполнителя, чаще всего пенополиуретана.
В зависимости от укрывающего мате-
риала укрытия можно подразделить на три
группы:
а) каркасно-тканевые или каркасно-де-
ревянные;
б) металлические;
в) утеплённые с применением в качест-
ве укрывающего материала трёхслойных па-
нелей.
Укрытия каркасно-тканевые и кар-
касно-деревянные
Представляют собой металлические
каркасы, к которым крепится укрывающий
материал: прорезиненная ткань или дере-
вянные щиты. Такими укрытиями были
укомплектованы буровые установки БУ
3000БД, БУ ЗД86-1, БУ ЗД86-2.
Укрытия металлические
Имеют различные конструкции:
а) укрытия каркасно-панельные пред-
ставляют собой несущие каркасы, к кото-
рым различными способами крепятся пане-
ли, состоящие из гофрированного листа, за-
крепленного на каркасах рам из уголков или
швеллеров. Примером таких укрытий явля-
ется укрытие лебёдки НБО-К;
б) укрытия из складывающихся секций.
Складывающаяся секция состоит из четырех
панелей, соединенных между собой шарни-
рами. Взаимное расположение стеновых и
кровельных панелей между собой фиксиру-
ется тягами и подкосами (рис.3.8.1, а, б);
а)
б)
I пог. метра подкронблочнах балок - 40 кг
Рис. 3.8.1. Сборно-разборное укрытие из складывающихся секций: а - общий вид; б - секция укрытия
в) модульные укрытия, которые пред-
ставляют собой готовые к эксплуатации кон-
струкции, смонтированные на рамах моду-
лей совместно с оборудованием, или, в слу-
чаях невозможности транспортирования в
сборе с оборудованием из-за больших габа-
ритов (превышающих разрешенный габарит
погрузки для ж.д. транспорта), отправляют-
ся заказчику в собранном готовом к эксплуа-
тации модуле укрытия, который остается
только установить на место без дополни-
тельных работ.
Укрытия утеплённые
Укрытия утеплённые с применением в
качестве укрывающего материала трёхслой-
ных панелей по конструкции аналогичны
укрытиям металлическим и не требуют осо-
бых пояснений. В отличие от металлических
укрытий, утеплённые укрытия позволяют,
при наличии систем обогрева, получить бо-
лее комфортные температурные условия.
Примерами утепленного модульного
укрытия могут служить укрытия БУ
3900/225 ЭК-БМ.
Укрытие буровой установки
БУ3900/225ЭК-БМ
Буровая установка БУ3900/225 ЭК-БМ
относится к модульным установкам, и поэто-
му укрытия в основном входят в состав моду-
лей буровой установки. Но есть несколько ук-
рытий, которые самостоятельно входят в ком-
плект буровой установки, к ним относятся:
а) укрытие буровой площадки;
б) укрытие низа буровой площадки;
в) укрытие лебедки;
г) панели крыш укрытий модулей ЦС и
насосов;
д) детали общей сборки укрытий моду-
лей ЦС и насосов;
е) укрытие низа модулей ЦС и насосов.
Укрытие буровой площадки
Укрытие состоит из торцевых панелей,
устанавливаемых своими стойками в «ста-
каны» рам модулей буровой площадки. По
краям торцевых панелей имеются встроен-
ные лестницы тоннельного типа до верха
панелей, для входа на эти лестницы имеется
переносная лестница-стремянка. Над по-
стом бурильщика имеется навес. Торцевые
панели соединены между собой балками.
Боковые панели устанавливаются в
карманы рам модулей пола буровой площад-
ки, а в середине крепятся за полки швелле-
ров балок.
В панелях имеются двери, окно, ворота.
Ворота открываются и закрываются при по-
мощи механического привода. При откры-
тых дверях необходимо устанавливать огра-
ничивающие цепочки. Панели состоят из
каркасов и соединенных с ними болтами
трёхслойных теплоизолирующих панелей.
Каркасы панелей, навес, подкос - сварные
металлоконструкции, выполненные из про-
фильно-листового проката.
Укрытие низа буровой площадки
Устройство состоит из трёх ярусов.
Верхний ярус состоит из панелей и нащель-
ников. Панели устанавливаются на рамы ос-
нования вышечно-лебедочного блока в же-
лоба. Стыки между панелями перекрывают-
ся нащельниками.
Панели состоят из каркасов и соеди-
ненных с ними болтами трехслойных пане-
лей. Нащельники состоят из каркасов и со-
единенных с ними пластин пенополиурета-
на, служащих теплоизоляцией и уплотните-
лем. Каркасы панелей и нащельников - свар-
ные металлоконструкции, выполненные из
профильного и листового проката.
Средний ярус состоит из жестких ме-
таллических панелей, подвешенных снизу к
рамам основания вышечно-лебедочного бло-
ка. Для укрытия межрельсового пространст-
ва использованы две панели - по одной с
каждой стороны буровой. Одна из панелей
глухая, а в другой установлены распашные
ворота для пропуска балки под ручную таль
и грузов, подвешенных на тали. Таль исполь-
зуется для переноса дренажного насоса и
других узлов из подвышенного пространства
в зону работы консольно-поворотного крана.
Пространство вдоль направляющих за-
крыто тремя панелями с каждой стороны бу-
ровой. Одна панель с каждой стороны закры-
вает межколесное пространство, и по две па-
нели с каждой стороны служат для укрытия
узлов ходовых колёс. Стыки между панелями,
а также между панелями и балками основания
вышечно-лебедочного блока закрыты кожуха-
ми и листами, образующими лабиринты.
Панели состоят из сварного металличе-
ского каркаса покрытого с наружной сторо-
ны листами гофрированного профиля. Каж-
дая панель подвешена на наружной балке
основания вышечно-лебедочного блока с по-
мощью двух пальцевых соединений. Нижние
края панелей закреплены тягами, которые
упираются другим концом во внутренние
балки основания вышечно-лебедочного бло-
ка. Длину тяг можно регулировать с помо-
щью резьбового соединения.
Нижний ярус укрытия состоит из про-
резиненной ткани, уголков, швеллеров и
крепежа. Прорезиненная ткань крепится к
низу панелей среднего яруса и опускается до
земли. Для натяжки нижний край ткани утя-
желен вставленной в полотнище укрытия
трубы. Для предотвращения забрасывания
прорезиненной ткани ветром в подвышен-
ное пространство к низу межрельсовых па-
нелей с помощью пальцевых соединений
прикреплены по два упора, опускающихся
до земли. В одном межрельсовом мягком ук-
рытии устроен клапан для прохода в подвы-
шенное пространство. Клапан застёгивается
с помощью ремней-штрипок и пряжек.
Укрытие лебёдки
Укрытие лебедки состоит из кровельных
и стеновых панелей, балок, стоек, подкосов.
Кровельные панели установлены и за-
креплены на несущих балках с помощью
разъёмных соединений. Балки опираются
на стойки с регулируемыми подкосами.
Стойки установлены в опоры, приваренные
в модулях лонжеронов, и закреплены в них
осями. В центральной кровельной панели
предусмотрен открытый проем для ходовой
ветви каната.
Стеновые панели зацеплены вверху за
кровельные панели, внизу установлены в
швеллеры, приваренные на модулях лонже-
ронов. Торцевые стеновые панели зацепле-
ны вверху за балку, внизу установлены в
швеллеры. Все стеновые панели закреплены
к швеллерам фиксаторами. В стеновых па-
нелях имеются две двери. Зазоры между па-
нелями перекрыты нащельниками. Зазоры
между укрытием низа буровой площадки,
укрытием буровой площадки и укрытием ле-
бедки также перекрыты нащельниками.
Панели стеновые и кровельные изготов-
лены из профильно-листового проката и трех-
слойных панелей. Балки стойки - из профиль-
ного проката, подкосы - из труб, нащельники -
из листового проката и пенополиуретана.
Укрытия ЦС и насосов
Укрытия ЦС и насосов представляют
собой ряд стен, установленных на рамы ос-
нования модулей ЦС и насосов. На стены ус-
танавливаются панели крыш. Когда имеют-
ся два этажа рам основания, стены устанав-
ливаются на каждый этаж отдельно.Панели
крыш укрытий модулей поставляются заказ-
чику отдельными отправочными единица-
ми. Каждая крыша представляет собой про-
странственную ферму, у которой с торцов и
поверху установлены трехслойные панели: с
торцов - стеновые, поверху - кровельные.
В крышах ЦС установлены дефлекторы
и вентиляторы. В некоторых крышах имеются
окна, а в крышах, которые устанавливаются
над приводами насосов, имеются открываю-
щиеся проемы для смены электродвигателей
при помощи подъемного крана. Пример мо-
дульного укрытия ЦС показан на рис. 3.8.2.
Детали общей сборки укрытий
модулей ЦС и насосов
В детали общей сборки включены на-
щельники, лестницы и стеклопакеты. На-
щельники служат для перекрытия проемов
между модулями и представляют собой гну-
тые листы с закрепленным в них пенополиу-
ретаном, служащим уплотнением. Нащель-
ники устанавливаются на упоры и закрепля-
ются на них при помощи клиньев, которые
входят в состав нащельников.
Лестницы устанавливаются и закреп-
ляются к крышам модулей и служат для вхо-
да монтажников на крыши модулей. Стекло-
пакеты устанавливаются в окна крыш и стен
модулей.
Для укрытий модулей блока дополни-
тельных емкостей аналогично поставляются
панели крыш, нащельники, лестница и стек-
лопакеты.
Укрытие низа модулей ЦС и насосов
Укрытие низа модулей ЦС и насосов за-
крывает пространство между направляю-
щими и рамами модулей и предотвращает
попадание снега под модули, что улучшает
микроклимат в модулях и позволяет более
оперативно передвигать «эшелон» со скважи-
ны на скважину.
Рис. 3.8.2. Укрытие торцевого модуля БУ 2900/225 ЭК-БМ
Укрытие представляет собой полотни-
ща из прорезиненной ткани, прикреплен-
ные к элементам каркаса, который закреп-
лен к рамам модулей, и позволяет «эшелону»
передвигаться без разборки укрытия.
3.8.2. Отопление и водоснабжение
Для отопления буровых установок про-
изводства ОМЗ используются 2-3 котлоагрега-
та типа Е-1,0-0,9 М, выполненных в двух или
трех модулях с единым постом оператора.
Конструкция и габариты укрытия модуля, его
оборудования позволяют производить их мон-
таж, демонтаж, перевозку в условиях эксплуа-
тации с минимальным числом транспортных
единиц. Их параметры приведены ниже:
Климатическое исполнение модулей У1
Г0СТ15150-69.
Температура пара на выходе
из котла °C...........................175
Давление пара, МПа.....................0,8
Топливо- нефть,
расход топлива...........до 80 кг/ч на котел
Количество электронасосов
исходной воды ..........................1
Количество электронасосов
питательной воды............по числу котлов
Количество паровых насосов..............1
Количество блоков
водоподготовки
производительностью 1,5 м3/ч ...........2
Ёмкость бака исходной воды, м'3 ........5
Ёмкость бака питательной воды, м3 .....10
Транспортировка пара до буровой уста-
новки осуществляется по трубным секциям,
Рис. 3.8.3. Страховочное устройство
проложенным от котельной. Подвод пара
для обогрева оборудования и отвод конден-
сата осуществляется по трубам и паровым
рукавам, проложенным в модулях БУ, внут-
ри оборудования устанавливаются змееви-
ки. К числу видов обогреваемого оборудова-
ния относятся: подсвечники, ротор, пульт
бурильщика, маслобак и редуктор буровой
лебедки, буровые насосы и пр.
Обогрев помещений и рабочих мест осу-
ществляется установкой паровых радиаторов
и воздушно-отопительных агрегатов. Агрега-
ты воздушно-отопительные включают в себя
вентилятор с электродвигателем и калорифер.
Параметры вентилятора:
Производительность, м3/ч...............2600
Напор, Па................................66
Параметры калорифера:
теплопроиводительность, ккал/ч........90300
расход пара, м3/ч.......................41
Водоснабжение буровой установки осу-
ществляется из водяной скважины. Для
подъема воды из скважины и подачи её к бу-
ровой установке используется сжатый воз-
дух, поступающий к скважине от компрес-
сорного блока.
3.8.3. Страховочное устройство
Страховочное устройство предназначе-
но для безопасного подъема и спуска верхо-
вого рабочего с платформы. В соответствии с
требованиями Правил безопасности в нефтя-
ной и газовой промышленности, п.2.4.13,
вышка, оборудованная лестницей-стремян-
кой, должна иметь такое устройство.
Страховочное устройство (рис. 3.8.3) со-
держит канат 1, протянутый вдоль лестни-
цы-стремянки, натяжение его регулируется
винтом 3. Канат 1 заводится между роликами 4
каретки 2. Каретка выполнена из двух щек, ко-
торые соединены между собой двумя роликами
4 для перегиба каната 1 и валиком 5, за кото-
рый цепляется карабин монтажного пояса.
При подъеме (спуске) по лестнице -
стремянке рабочий цепляет карабин мон-
тажного пояса за валик 5 и начинает подни-
маться вверх или опускаться вниз. Каретка 2
скользит по канату 1. Если рабочий сорвал-
ся, то под действием веса его тела происхо-
дит перегиб каната 1 и падение прекращает-
ся. Когда рабочий поднялся на платформу,
он цепляет каретку 2 на крючок, приварен-
ный к лестнице-стремянке, для этого служит
канатик 6 с петлей. Для того, чтобы по лест-
нице мог подняться следующий человек, на
канате 1 предусмотрены две каретки 2.
3.9. Привод буровых
установок
Приводом называют двигатели, переда-
чи (трансмиссии) и системы управления, пере-
дающие энергию исполнительным органам бу-
ровой установки.
Двигатели преобразуют тепловую, эле-
ктрическую или гидравлическую энергию в
механическую. Передачи предназначены для
соединения двигателей с исполнительными
органами с целью передачи энергии и согласо-
вания параметров энергетического потока
двигателя с параметрами каждого исполни-
тельного органа. Система управления пред-
назначена для регулирования параметров
привода в ручном или автоматическом режи-
ме в зависимости от хода технологического
процесса с целью реализации оптимальных
технологических параметров.
По назначению приводы разделяют на
основной и вспомогательный. Основным явля-
ется привод основных органов (лебедка, ротор,
буровые насосы). Вспомогательный привод
предназначен для привода вспомогательных
механизмов, выполняющих вспомогательные
функции. К таким механизмам можно отнести
механизмы циркуляционной системы, средст-
ва механизации вспомогательных работ (СПО,
погрузочно-разгрузочные работы и другие опе-
рации). Число таких механизмов и устройств в
современной буровой установке достигает 30
единиц.
По конструкции приводы классифици-
руется в зависимости от типа используемых
двигателей, способа распределения энергии,
числа двигателей, а также конструкции сило-
вой передачи (трансмиссии).
В зависимости от типа двигателей,
различают приводы:
- дизельный, электрический, газотурбин-
ный (для привода основных механизмов):
- электрический, пневматический, гид-
равлический (для привода вспомогательных
механизмов).
По способу распределения энергии
различают групповой, индивидуальный и сме-
шанный приводы. При групповом приводе
один или несколько двигателей используются
для привода нескольких исполнительных меха-
низмов . При индивидуальном - каждый испол-
нительный механизм имеет свой привод. На
буровых установках чаще всего применяется
смешанный привод. Например, если привод
основных механизмов может быть групповым
и индивидуальным, то привод вспомогатель-
ных - чаще всего индивидуальный.
По числу двигателей различают одно-
двигательные и много двигательные приводы.
Многодвигательные приводы практически все-
гда дизельные, групповые.
По конструкции силовых передач раз-
личают механические, гидротехнические, эле-
ктрические и комбинированные передачи
энергии исполнительным органам. Распреде-
ление существующих буровых установок по ти-
пам приводов приведено в табл. 3.9.1.
Таблица 3.9.1
Типы приводов буровых установок
Тип двигателя Тип силовой передачи (трансмиссии) Буровые установки
Дизельный Механическая ЗД-76, ЗД-86 БУ-3000БД
Г идромеханическая БУ-3200/200ДГУ; БУ-6500/450 ДГ БУ2500/160ДПБМ TD-125-CA-A6
Электрический переменного тока Механическая 4Э-76; БУ-5000ЭУ
Электромеханическая БУ-ЗОООЭУК
Электрический постоянного тока Электромеханическая БУ-15000; БУ-6500ПЭМ; БУ2500/175ЭР-П БУ3900/225ЭК-БМ БУ-6500/400ЭР
Дизель-электрический постоянного тока Электромеханическая БУ-5000ДЭР; БУ-6500ДЭР БУ2500/160ДЭР-П БУ-5000/320ДЭР БУ-8000/500ДЭР
Дизельный Механическая УРБ-ЗА-З; 1 БА-15В,
Дизельный Г идравлическая УРБ -4Т; УРБ-2А-2Д
Бензиновый Механическая УКБ-12/25
По параметрам приводы различаются
приводной мощностью (мощность двигателя);
структурой мощности, потребляемой исполни-
тельным органом, и механической характерис-
тикой привода.
Основные требования к приводу:
1. Соответствие характеристик привода
характеристикам исполнительных органов.
2. Надежность и экономичность.
3. Безопасность. Удобство управления и
обслуживания.
4. Компактность и небольшая удельная
масса.
5. Транспортабельность и приспособлен-
ность к условиям монтажа, эксплуатации и ре-
монта в отдаленных районах.
3.9.1. Дизельный привод
Привод, который обеспечивает работу че-
рез механическую трансмиссию главных ма-
шин и механизмов буровой установки от двига-
телей внутреннего сгорания, работающих по
дизельному циклу, называется дизельным.
Дизельный привод обеспечивает буровой
установке автономное энергоснабжение, т.к.
необходимая для ее работы механическая
энергия вырабатывается дизелями, работаю-
щими на жидком топливе. Кроме дизелей для
привода буровой установки могут использо-
ваться другие типы двигателей внутреннего
сгорания: работающие по газо-дизельному
циклу или газовые. Однако эти типы двигате-
лей в отечественной практике широкого ис-
пользования пока не получили.
Дизельный привод позволяет вести буро-
вые работы в самых отдаленных и необжитых
районах вдали от линий централизованного
электроснабжения. Он обеспечивает независи-
мость владельцев буровой установки от постав-
щиков электроэнергии. Он также более наде-
жен, т.к. на него не влияют аварийные отклю-
чения электроэнергии, происходящие в про-
мысловых энергосетях и вызывающие простои
буровых установок с электроприводом.
Дизельный привод обычно выполняется
групповым, т.е. он является общим ддя группы
потребителей. В буровой установке к ним обыч-
но относятся лебедка, ротор и буровые насосу
или один из буровых насосов. Возможен вари-
ант, когда к приводу подключены только лебед-
ка и ротор. Если к приводу подключается толь-
ко один потребитель, например буровой насос,
то такой привод называется индивидуальным.
В состав группового привода обычно вхо-
дят 3 или 4 силовых дизельных агрегата. В бу-
Рис. 3.9.1.1. Групповой и индивидуальный дизельные приводы буровой установки с клиноременной
трансмиссией
ровых установках небольшой грузоподъемнос-
ти, особенно передвижных, могут применяться
два дизельных агрегата. В этих случаях число
потребителей группового привода ограничива-
ется только лебедкой и ротором, а насос приво-
дится от других двигателей. Иногда групповой
привод лебедки, ротора и одного бурового насо-
са дополняется индивидуальным приводом
второго бурового насоса.
В дизельном приводе двигатели передают
мощность лебедке, ротору и буровым насосам
через механическую трансмиссию, которая
выполняется посредством клиновых ременных
передач или многорядных приводных ролико-
вых цепей.
Клиновые передачи для суммирования
мощности в групповом приводе используются в
буровых установках первого поколения типа
ЗД и наборах бурового оборудования НБО-Д. В
них установлены легкие быстроходные дизель-
ные двигатели типа В2-500ТК-С4,соединенные
с клиноременной трансмиссией посредством
упругой механической муфты. Общий вид
группового привода бурового насоса и лебедки
в комбинации с индивидуальным приводом
второго бурового насоса с клиноременными пе-
редачами показан на рис.3.9.1.1.
В современных дизельных буровых уста-
новках типа 3200/200 ДГУ, 5000/320 ДГУ и
6500/400ДГ используются цепные трансмиссии
и более мощные дизельные силовые агрегаты ти-
па СА-10, в состав которых входят гидродинами-
ческие передачи - гидротрансформаторы. При-
мер исполнения дизельного привода с цепной
трансмиссией представлен на рис.3.9.1.2.
Особенностью дизельных приводов буро-
вых установок является их многомоторность,
т.е. в них устанавливается несколько двигате-
лей, суммарная мощность которых удовлетво-
ряет потребностям работы лебедки, ротора и
буровых насосов.
Многомоторность позволяет обеспечить
надежность привода и его "живучесть” при от-
казе одного или двух двигателей, удобно разде-
лить привод на отдельные транспортабельные
части и легко маневрировать установленной
мощностью, направляя ее отдельными потока-
ми на ротор и на каждый из буровых насосов,
или на лебедку и буровой насос, что повышает
эффективность бурения.
На рис.3.9.1.3 показан дизельный при-
вод буровой установки типа ЗД. Он состоит из
группового 3-дизельного привода буровой ле-
бедки 1 .ротора 2 и одного бурового насоса 3. В
состав привода входят три силовых дизель-
Рис. 3.9.1.2. Дизельный приводе цепной трансмиссией
Рис. 3.9.1.3. Дизельный привод буровой установки типа ЗД
Рис. 3.9.1.4. Дизельный привод буровой установки 3200/200 ДГУ
них агрегата 4, объединенных общей транс-
миссией с клиноременными передачами 5. От
одного из силовых агрегатов приводится в
действие воздушный компрессор 6. В каждом
силовом агрегате после дизеля установлен
зубчатый редуктор 7. На лебедку мощность
передается через зубчатую коробку передач 8
двумя карданными валами 9, на буровой на-
сос - клиноременной передачей 10, на ротор -
через лебедку и цепную передачу 11. Второй
буровой насос 12 работает от индивидуально-
го 2-дизельного привода, имеющего аналогич-
ную конструкцию.
На рис.3.9.1.4 представлен групповой
дизельный привод современной буровой уста-
новки. От него приводится в действие лебедка
1, ротор (через лебедку, на рисунке не показан)
и два буровых насоса 2. Привод состоит из
трех силовых дизельных агрегатов 3 с гидро-
трансформаторами и цепной трансмиссии 4
(показана условно открытой). На лебедку мощ-
ность передается через отдельную цепную пе-
редачу 5, на буровые насосы - через промежу-
точную трансмиссию 6 и клиноременную пе-
редачу 7. В приводе широко применяются кар-
данные валы 8, которые облегчают монтаж
оборудования за счет исключения необходи-
мости в точной выверке и центровке отдель-
ных частей буровой установки.
В цепной трансмиссии установлены валы
9,10,11,12,13,14 с цепными звездочками, по-
парно соединенные друг с другом посредством
приводных роликовых цепей 15,16,17,18. Под-
ключение трансмиссии к дизельным агрегатам
производится с помощью шинно-пневматичес-
ких муфт (ШПМ) 19.
На валах 10 и 12 установлены специаль-
ные зубчатые муфты, которые могут подклю-
чать к валам звездочки цепных передач, уста-
новленные рядом на подшипниках качения,
или отключать их от валов. Благодаря такому
устройству обеспечивается раздельная работа
ротора и бурового насоса, каждого бурового на-
соса , лебедки и буровых насосов.
Описанный выше привод в вариантах с
числом двигателей в групповом приводе 3 или 4
применяется в буровых установках для буре-
ния скважин глубиной 3200 - 6500 м с универ-
сальным способом монтажа и перевозки.
Для бурения на меньшие глубины предпо-
чтительны мобильные и передвижные буровые
установки. Дизельный привод таких установок
имеет свои особенности, т.к. он полностью под-
чинен требованиям компактного размещения
на транспортной платформе или транспорт-
ном модуле с соблюдением условий перевозки
по автомобильным дорогам общего пользова-
ния. Эти условия требуют, чтобы оборудование
имело ширину не более 3300 мм и размещалось
на платформе длиной не более 12 м. Кроме то-
го, действуют ограничения по общей массе пе-
ревозимого оборудования, исходя из допусти-
мой нагрузки на ось транспортного средства и
дорожного покрытия. Естественно, что конст-
руктивные и компоновочные решения с буро-
вых установок "тяжелых" классов здесь не под-
ходят. Поэтому при создании мобильных буро-
вых установок в основу закладываются новые
компоновочные решения и используются лег-
кие быстроходные дизельные двигатели в ком-
бинации с компактными видами трансмиссий
и передач.
На рис.3.9.1.5 показан блок модулей бу-
ровой лебедки и привода мобильный буровой
установки 2500/160 ДП-БМ. Имеющийся на
нем дизельный привод обеспечивает работу бу-
ровой лебедки и ротора.
Блок модулей состоит из модуля лебед-
ки 1 и модуля привода 2.Последний устанав-
ливается непосредственно на раму модуля
лебедки. Соединение трансмиссий обоих мо-
дулей производится посредством карданно-
го вала 3. На модуле лебедки имеется транс-
миссия ротора 4, которая оканчивается
Рис. 3.9.1.5. Блок модулей лебедки и привода (в плане) передвижной установки БУ 2500/160 ДП-БМ
S3 Q
Рис. 3.9.1.6. Модуль привода лебедки БУ 2500/160 ДП-БМ
Рис. 3.9.1.7. Модуль привода бурового насосба БУ 2500/160 ДП-БМ
фланцем 5 для подсоединения передачи на
ротор. Общий вид представленного блока
модулей наглядно иллюстрирует, как отра-
жаются на конструкции привода приведен-
ные выше требования к компактности обо-
рудования и условиям транспортирования
передвижной буровой установки.
Модуль привода лебедки (рис. 3.9.1.6) со-
стоит из двух быстроходных дизельных двига-
телей 1 фирмы «Камминз» (525 л.с.,2100
об/мин). К корпусу маховика каждого двигате-
ля прифланцована трансмиссия 2 фирмы Алли-
сон, представляющая собой 5-скоростную зуб-
чатую планетарную коробку передач, на входе в
которую установлен гидротрансформатор. С
помощью карданных валов 3 коробка передач
соединяется с ведущими валами 4 цепной
трансмиссии 5. С ведомого вала 6 этой транс-
миссии мощность передается на трансмиссии
лебедки и ротора.
На рис. 3.9.1.7, а показан модуль бурового
насоса передвижной буровой установки
2500/160 ДП-БМ. Он представляет собой ком-
пактную транспортно-монтажную единицу, на
раме которой установлены дизели 1 .трансмис-
сия 2, передача на насос 3 и буровой насос 4.
Привод (рис. 3.9.1.7, б) состоит из двух дви-
гателей 1 фирмы «Камминз», аналогичных ис-
пользуемым для привода лебедки и ротора. Каж-
дый из них отрегулирован на мощность 495 л.с.
при 1700 об/мин. Двигатели передают мощ-
ность цепной трансмиссии 2, в которой смонти-
рованы три вала: два ведущих 3 и один ведомый
4. Ведущие валы приводятся во вращение от
двигателей через шинно-пневматические муф-
ты 5. Мощность на буровой насос 6 передается
через клиноременную передачу 7 от ведущего
шкива 8,связанного с ведомым валом цепной
трансмиссии посредством карданного вала 9.
Важнейшей частью привода являются
дизельные двигатели и выполненные на их
базе силовые агрегаты. От их технического
уровня (надежности, экономичности и др.)
зависит успешная работа буровой установки
и всего процесса проводки скважины. В
табл. 3.9.1.1 приведены технические показа-
тели дизелей, применяемых в буровых уста-
новках ОМЗ. Указанные в ней дизели и сило-
вые агрегаты СА-30, 71Н-12А и 3412 уста-
навливаются в приводе оборудования типа
ЗД (НБО-Д) по желанию заказчиков. В ста-
дии подготовки находятся предложения по
Таблица 3.9.1.1
Технические характеристики дизелей, применяемых в буровых установках ОМЗ
с дизель-механическим приводом
Показатели Обозначение дизеля или силового агрегата
В2- 500ТК-С4 тмх, Россия 71Н-12А PZL-Wola Польша 3412 Катер- пиллар, США СА-30 Волжский дизель, Россия СА-10 Волжский дизель, Россия КТТА19-С Камминз, США
Число и расположение цилиндров 12V 12V 12V 6Р 6Р 6Р
Диаметр цилиндра, мм 150 135 137 210 210 159
Ход поршня, мм 180 155 152 210 210 159
Наличие наддува и охлаждения нет ТК, ОВ ТК, ОВ ТК, ОВ, ОП ТК, ОВ, ОП ТК, ОВ,ОП
Мощность номинальная, л.с. 450 475 475 660 630 524/495
Частота вращения номинальная, об/мин 1600 1600 1600 1160 1200 2100/1700
Коэф, запаса по крутящему моменту, не менее 1,156 1,15 1,2 1,2 1,1 1,15
Удельный расход топлива, г/лс ч 162+8 167+7 157,6 153+8 153+8 153,4
Удельный расход масла, г/лс ч 1,2 0,9-1,47 0,33 0,9 1,0 0,35
Ресурс до капитального ремонта, ч 5000- 10000* 10000- 30000* 12000- 18000* 40000** 40000** 20000- 30000***
Масса дизеля, кг 1450 2220 2140 4800 4800
Масса дизельного агрегата,кг 2200 3500 2800 7800+500 8500+500 3100/2680
Область применения (тип БУ) НБО-Д БУЗД-86-1 БУ ЗД-86-2 БУ 3200/200ДГУ БУ 5000/320ДГУ БУ 6500/400ДГ 2500/160 ДП-БМ
Примечания^ - V-образное расположение цилиндров; Р - рядное вертикальное расположение цилиндров; ТК -
турбокомпрессор; ОВ - охлаждение наддувочного воздуха; ОП - масляное охлаждение поршней. * ресурс,
полученный при эксплуатации; ” ресурс, заявленный изготовителем, *** ресурс определен экспертно.
Рис, 3,9,1.9, Силовой дизельный агрегат СА-30
Рис, 3.9.1.10, Силовой дизельный агрегат СА-10
новым двигателям российского и зарубеж-
ного производства.
На рисунках 3.9.1.8 - 3.9.1.10 показаны
дизельные агрегаты российского производст-
ва, применяемые в буровых установках ОМЗ.
3.9.2. Трансмиссии
Основное назначение трансмиссии со-
стоит в передаче крутящего момента от двига-
телей привода до рабочего органа, механизма
или агрегата буровой установки, например,
подъемного барабана лебедки, ротора или бу-
рового насоса.
Трансмиссия группового привода может
выполняться секционной или агрегатной.
При секционной трансмиссии она разде-
ляется на отдельные части-секции, каждая из
которых устанавливается на одной раме вмес-
те с силовым агрегатом или дизелем привода.
Соединение секций трансмиссии в одно целое
производится путем установки клиновых рем -
ней или цепей на шкивы или звездочки транс-
миссионных валов при монтаже. Примером та-
кой секционной трансмиссии является клино-
ременная трансмиссия буровой установки ти-
па ЗД (см • рис • 3 -9 -1 3) • Секционная трансмис -
сия группового привода состоит из минималь-
ного числа транспортно-монтажных единиц.
Однако при такой трансмиссии требуется вы-
полнять монтаж с определенной точностью,
обеспечивая параллельность валов трансмис-
сии смежных секций и совпадение канавок
шкивов или многорядных звездочек.
При агрегатной трансмиссии все ее валы
и передачи монтируются в одном корпусе, в ко-
тором обеспечивается параллельность всех ва-
лов и совпадение канавок и осей соединяемых
передач с высокой точностью при сборке на за-
воде-изготовителе. Трансмиссия имеет раму и
представляет собой одну транспортно-монтаж-
ную единицу, что упрощает ее монтаж на буро-
вой. Дизели могут подсоединяться к такой
трансмиссии посредством карданных валов.
Агрегатная трансмиссия особенно эф-
фективна при цепных передачах Примером аг-
регатной трансмиссии является трансмиссия
группового привода буровых установок типа
3200/200 ДГУ (см. рис. 3.9.1.4).
В целом трансмиссии буровых установок
состоят из различных механических передач,
таких, как ременные, цепные, зубчатые, кар-
данные , а также гидродинамических передач:
гидромуфт и гидротрансформаторов. '
На выбор типа передачи и трансмиссии в
целом оказывают влияние множество различ-
ных факторов, связанных со специфическими
особенностями бурового оборудования. К этим
факторам можно отнести условия монтажа и
перевозки, режимы нагружения приводимых
машин и механизмов, особенности компонов-
ки оборудования, условия эксплуатации, об-
служивания и др.
Рассмотрим подробно эти факторы при-
менительно к используемым в буровых уста-
новках передачам.
Гидродинамические передачи: гидро-
муфты и гидротрансформаторы. Этот вид
передач используется чаще всего в буровых ус-
тановках с дизельным приводом и нерегулиру-
емым электроприводом. Их использование
объясняется необходимостью существенно
улучшить естественные тягово-скоростные ха-
рактеристики двигателей привода, а вместе с
ними и рабочие характеристики приводимых
машин и механизмов. Обычно гидромуфта и
гидротрансформатор устанавливаются непо-
средственно после двигателя и образуют вмес-
те с ними единый силовой агрегат.
Гидромуфта является наиболее про-
стым видом гидродинамической передачи.
Она состоит из двух колес: насосного и турбин-
ного. Насосное колесо механически соединено
с двигателем, а турбинное - с трансмиссией. В
рабочем пространстве между этими колесами
циркулирует жидкость, которая с лопаток на-
сосного колеса отбрасывается на лопатки тур-
бинного колеса, передавая ему вращение и
крутящий момент.
Гйдромуфта обеспечивает гашение кру-
тильных колебаний на валу двигателя и исклю-
чает их передачу на трансмиссию. Тем самым
она способствует повышению ресурса как дви-
гателя, так и элементов трансмиссии. Кроме
того, гидромуфта увеличивает глубину регули-
рования скорости вращения приводимого обо-
рудования и способствует его более "мягкому"
пуску в работу за счет эффекта скольжения
между насосным и турбинным колесами.
К недостаткам гидромуфт относятся их
относительно низкие регулировочные свойст-
ва и невозможность трансформировать крутя-
щий момент. Из-за этого гидромуфты имеют ог-
раниченное применение и в буровых установ-
ках ОАО "Уралмаш" не используются.
Гидротрансформатор является более
сложной и более эффективной гидродинамиче-
ской передачей. Помимо насосного и турбин-
ного колес он имеет направляющий аппарат,
благодаря чему гидротрансформатор приобре-
тает по сравнению с гидромуфтой ряд новых
полезных свойств. Наиболее важным из них яв-
ляется способность развивать на турбинном
колесе крутящий момент, в несколько раз боль-
ший, чем на насосном колесе. Это позволяет су-
щественно увеличить тяговые возможности
силового агрегата и за счет этого сократить
число передач в трансмиссии лебедки и рото-
ра, уменьшить число переключений этих пере-
дач при работе, обеспечить плавный пуск (на-
чало подъема) при работе лебедки с незначи-
тельным буксованием шинно-пневматических
муфт, упростить пуск в работу буровых насо-
сов, создавать на столе ротора большие крутя-
щие моменты при ликвидации прихватов и вы-
полнении некоторых видов аварийных и ло-
вильных работ. Кроме этого, гидротрансформа-
тор, так же, как и гидромуфта, способствует по-
вышению ресурса всех элементов трансмиссии
благодаря своим демпфирующим свойствам.
В буровых установках ОАО "Уралмаш" ги-
дротрансформаторы используются в составе
силовых дизельных агрегатов СА-10,применя-
емых в приводе буровых установок 5000/320
ДГУ и 3000/200 ДГУ.
Механические передачи получили широ-
кое применение в буровых установках с дизель-
ным приводом. Основным видом передач явля-
ются ременные, цепные, зубчатые и карданные.
Ременные передачи выполняются с ис-
пользованием приводных клиновых ремней
нормальных сечений по ГОСТ Р 12841-80. Они
применяются в трансмиссии буровых устано-
вок типа ЗД (НБО-Д) и передачах на буровые
насосы всех типов буровых установок ОАО
'Уралмаш". Число ремней сечения Е, входящих
в одну передачу на насос, достигает 20 штук.
К достоинствам клиновых ремней отно-
сится их простота и относительно небольшая
цена, способность легко перекрывать большие
межосевые расстояния между соединяемыми
этими передачами валами, простой и удобный
монтаж, при котором не требуется точная цен-
тровка и выверка соединяемых ремнями шки-
вов, небольшие затраты на обслуживание и ре-
монт, низкий уровень шума и достаточно высо-
кий ресурс. Особенно ценным является способ-
ность ремней сглаживать толчки, вибрации и
неравномерности вращения, которые присущи
буровым насосам. Использование клиновых
ремней благоприятно сказывается на ресурсе
не только трансмиссии в целом, но и на привод-
ных двигателях и самом буровом насосе.
Недостатком клиноременных передач яв-
ляются их относительно большие размеры (на-
пример, в сравнении с цепными передачами),
необходимость обеспечивать натяжение рем-
ней в течение всего периода эксплуатации, до-
полнительные нагрузки на валы от натяжения.
Цепные передачи относятся к числу на-
иболее применяемых в трансмиссиях буровых
установок. В них используются многорядные
приводные роликовые цепи нефтяного сорта-
мента. Номенклатура этих цепей определяет-
ся величиной шага (расстоянием между осями
соседних роликов) и числом рядов. Выбор шага
цепи производится с учетом действующих в пе-
редаче окружных скоростей. Число рядов цепи
определяется передаваемой мощностью. В бу-
ровых установках ОАО "Уралмаш" применяют-
ся цепи с шагами 31,75 мм, 38,1 мм, 44,45 мм,
50,8 мм и 63,5 мм. Число рядов цепей в транс-
миссиях ОАО "Уралмаш" составляет от одного
до восьми.
Цепные передачи, так же, как и ремен-
ные, легко перекрывают большие межосевые
расстояния, характерные для трансмиссий бу-
ровых установок, но при этом имеют ряд своих
достоинств. К ним относятся прежде всего вы-
сокая несущая способность при относительно
небольших габаритах и высокий ресурс (для
цепей с высоким уровнем качества изготовле-
ния). Высококачественные цепи не требуют в
процессе эксплуатации никакого обслужива-
ния. Критерием их износа и основанием для за-
мены является вытяжка на 3 % от первона-
чальной длины.
Вместе с тем, цепные передачи требуют
размещения в герметичном корпусе, использо-
вания жидкой циркуляционной смазки и соот-
ветствующих затрат при эксплуатации на сма-
зочные материалы. Сама конструкция цепной
передачи значительно дороже, чем ременная,
требует точного изготовления и монтажа для
обеспечения параллельности соединяемых це-
пями валов, качественного выполнения и цент-
рирования смежных цепных звездочек. Цепная
передача не может так эффективно, как ремен-
ная, гасить толчки и вибрации, поступающие в
трансмиссию от буровых насосов, ротора, ле-
бедки и дизельных двигателей. Поэтому цепные
передачи чаще всего используются в трансмис-
сиях в сочетании с гидротрансформаторами,
устанавливаемыми в силовых агрегатах.
Использование цепных передач показано
на примере трансмиссии буровой установки на
рис. 3.9.1.3.
Зубчатые передачи имеют относитель-
но узкое, локальное применение в трансмисси-
ях буровых установок с дизельным приводом.
Поскольку расстояния между валами двигате-
лей группового привода большие и составляют
обычно 2 метра и более, их невозможно исполь-
зовать непосредственно для спарки двигате-
лей, как это легко выполняется с помощью цеп-
ных или ременных передач. Такие же пробле-
мы затрудняют применение зубчатых передач
для привода буровых насосов и лебедки. В от-
личие от ременных и цепных передач, зубчатая
передача требует особо точной параллельности
соединяемых ею валов, в то время как цепные и
ременные передачи допускают достаточно
большие погрешности (особенно ременные),
поэтому могут устанавливаться при монтаже
буровых установок.
Зубчатые передачи большой мощности
выполняются только в одном жестком корпусе
с точным обеспечением параллельности веду-
щего и ведомого валов на заводе-изготовителе
и для соединения раздельных валов на монта-
же не пригодны.
Вместе с тем, зубчатые передачи могут
успешно конкурировать с ременными и цепны-
ми передачами там, где требуется максималь-
ная компактность и высокий ресурс при боль-
ших передаваемых мощностях. Поэтому зубча-
тые передачи используются в трансмиссиях
буровых установок в виде компактных редукто-
ров и коробок скоростей в передачах на ротор,
непосредственно в буровых лебедках, в транс-
миссиях и дополнительных приводах новых
моделей буровых лебедок с электроприводом,
регуляторах подачи долота на забой и т.п. На
рис. 3.9.1.3 показаны зубчатые редукторы и ко-
робка передач, расположенные в групповом
приводе буровой установки ЗД.
Карданные передачи нашли примене-
ние в трансмиссиях буровых установок ОАО
"Уралмаш" благодаря способности передавать
крутящие моменты при некоторых достаточно
больших смещениях и перекосах соединяемых
валов, которые недопустимы при иных соеди-
нительных устройствах, например различных
муфтах (зубчатых, эластичных и проч.). С их
помощью удается упростить монтаж бурового
оборудования, т.к. исключаются точные цент-
ровочные работы, сократить время монтаж-
ных работ, сэкономить время при эксплуата-
ции на восстановление нарушенной соосности
валов оборудования, избежать вибраций и про-
длить сроки службы узлов и агрегатов. Кардан-
ные валы используются при передаче мощнос-
ти на лебедку в буровых установках типа ЗД
(см. рис. 3.9.1.3) и особенно широко применя-
ются в буровых установках 2500/160 ДП-БМ,
3000/200 ДГУ и 5000/320 ДГУ в соединениях
между дизельными агрегатами и цепной транс-
миссией, между трансмиссией и лебедкой,
трансмиссией и буровыми насосами, в переда-
че на ротор. Использование карданных валов в
буровых установках этого типа наглядно пока-
зано на рис. 3.9.1.4 - 3.9.1.7.
К недостаткам карданных валов можно
отнести некоторое увеличение расстояний
между соединяемыми валами по сравнению с
муфтами.
Рассмотрим конструктивное исполнение
отдельных частей трансмиссии и передач буро-
вой установки с дизельным приводом.
Цепная трансмиссия (рис. 3.9.2.1) явля-
ется той частью привода, в которой мощность
дизельных агрегатов привода суммируется и
распределяется на лебедку, буровые насосы и
ротор. Положение цепной трансмиссии в груп-
повом дизельном приводе и ее внутреннее уст-
ройство показаны на рис. 3.9.1.4.
Рис. 3.9.2.1. Цепная трансмиссия
Цепная трансмиссия представляет собой
отдельный агрегат, составляющий самостоя-
тельную транспортно-монтажную единицу.
Она состоит из сварного корпуса 1 .установлен-
ного на раме 2. В корпусе смонтированы валы
3,4,5,6,7, соединенные между собой цепными
передачами. Благодаря агрегатной конструк-
ции цепной трансмиссии обеспечивается точ-
ная установка (параллельность) осей валов при
ее изготовлении, чем достигается высокий
срок службы цепей трансмиссии и упрощается
ее монтаж на буровой установке.
Смазка цепей и подшипников выполняет-
ся с помощью двух масляных насосов, установ-
ленных внутри корпуса и имеющих механичес-
кий привод от валов трансмиссии. Масляным
баком является нижняя часть корпуса. Масло
системы смазки проходит через фильтры 8 и
поступает в коллектор 9,через который по тру-
бопроводам 10 и 11 подается на цепи. Коренные
подшипники валов смазываются густой смаз-
кой через тавотницы, внутренние подшипники
цепных звездочек путем разбрызгивания. На
крышке трансмиссии установлены рукоятки 12
механизмов управления переключением зубча-
тых муфт валов, с помощью которых произво-
дится разделение потоков мощности на буро-
вые насосы, лебедку и ротор.
Подсоединение к силовым агрегатам про-
изводится через шинно-пневматические муф-
ты 13 с помощью карданных валов. Соедине-
ние с лебедкой выполняется через ШПМ 14, с
буровыми насосами через фланцы 15 ,к кото-
рым подсоединяются карданные валы, пере-
дающие мощность на ведущие валы клиноре-
менной передачи в насос.
На рис. 3.9.2.2 показан пример конструк-
тивного исполнения одного из валов цепной
трансмиссии. Вал 1 установлен на двух ролико-
вых двухрядных сферических подшипниках 2,
каждый из которых расположен в стаканах 3 и
4. Стаканы имеют фланцевую часть, с помощью
которой они крепятся к корпусу трансмиссии.
Каждый подшипник имеет лабиринтные уплот-
нения: с наружной стороны одинарное уплот-
нение, с внутренней - сдвоенное усиленное. На
валу установлены две многорядные цепные
звездочки. Звездочка 5 посажена на вал непо-
движно, звездочка 6 на подшипниках качения 7.
К звездочке 6 прикреплена на болтах зубчатая
полумуфта 8. Вторая полумуфта 9 установлена
на валу неподвижно. На ней постоянно находит-
ся зубчатая обойма 10. С ее помощью произво-
дится подключение звездочки 6 к валу. Если
обойма вошла в зацепление с полумуфтой 8,то
звездочка будет вращаться вместе с валом. При
выводе обоймы из зацепления звездочка 6 мо-
жет оставаться неподвижной при вращающем-
ся вале. Подобные зубчатые муфты имеются и
на других валах трансмиссии. С их помощью
обеспечивается маневрирование мощностью и
разделение потоков мощности через трансмис-
сию на лебедку, ротор и буровые насосы. На пра-
вом консольном конце вала на конической по-
садке установлена план-шайба 11с закреплен-
ной на ней сдвоенной шинно-пневматической
муфтой 12 с фрикционными накладками 13. Ко-
ническая посадка применена д ля удобства раз-
борки этой части вала и облегчения извлечения
вала из корпуса трансмиссии для ремонтов на
местах эксплуатации. На цилиндрической час-
ти конца вала на под шипниках качения 14 уста-
новлен шкив муфты 15. Ступица шкива имеет
фланцевую часть А, к которой крепится фланец
карданного вала, соединяющего вал трансмис-
сии с силовым дизельным агрегатом. При запол-
нении баллонов муфты сжатым воздухом проис-
ходит включение муфты и трансмиссионный
вал подключается к валу силового агрегата. При
отключении муфты (выпуске сжатого воздуха)
трансмиссионный вал отключается от силового
привода.
Карданная передача. Отавным элемен-
том этой передачи является карданный вал. На
рис. 3.9.2.3 показано устройство карданного ва-
ла современной конструкции, который приме-
няется в трансмиссиях буровых установок ОАО
ОМЗ типа 2500/160 ДП-БМ, 3200/200 ДГУ и
5000/320 ДГУ. Вал состоит из двух универсаль-
ных шарниров А и Б. Каждый шарнир состоит
из фланца 1 и вилки 2 или 3,соединенных крес-
товиной 4. На каждой из четырех цапф кресто-
вины установлен двухрядный роликовый под-
шипник 5, наружная обойма которого, выпол-
ненная в виде стакана 6, установлена в проуши-
не вилки. Хвостовая часть вилки 2 имеет внут-
ренние шлицы, которые охватывают шлицевый
вал вилки 3. Последняя имеет удлиненную
часть В, выполненную в виде трубы, с помощью
которой карданный вал может быть выполнен
требуемой длины. В коротких карданных валах
трубная часть отсутствует. На вилках имеются
места для установки балансировочных грузов,
которые подбираются по массе и положению
при динамической балансировке карданного
вала на заводе-изготовителе. Благодаря уни-
версальным шарнирам и шлицевому соедине-
нию карданный вал допускает определенные
погрешности при установке в соединении двух
параллельных валов. Однако эти погрешности
регламентируются определенными нормами,
т.к. при их нарушении резко увеличиваются ди-
намические нагрузки в шарнирах и снижается
ресурс подшипников.
Передача на буровой насос представле-
на на рис. 3.9.2.4.Она состоит из промежуточ-
ной трансмиссии 1, комплекта клиновых рем-
ней 2 и ограждения 3. Промежуточная транс-
миссия включает в себя раму, на стойках кото-
рой установлен ведущий вал передачи со шки-
вом 4. На консольном конце вала установлен
узел шинно-пневматической муфты 5,устрой-
ство которого аналогично показанному на рис.
3.9.2.4. К фланцевой части этого узла подсое-
диняется карданный вал, идущий от цепной
трансмиссии (см. рис. 3.9.2.4). Через него про-
Рис. 3.9.2.2. Вал цепной трансмиссии
Рис. 3.9.2.3. Карданный вал
Рис. 3.9.2.4. Передача на буровой насос
исходит передача мощности от дизельных аг-
регатов привода на буровой насос. Рама транс-
миссии может передвигаться с помощью на-
тяжных устройств 6 при надевании ремней на
шкив при монтаже, а также при натяжении
ремней на небольшую величину, т.к. перекос
карданного вала регламентирован. Основное
натяжение ремней при эксплуатации выполня-
ется за счет перемещения бурового насоса вин-
товыми устройствами 7. Ограждение 3 переда-
чи имеет боковые сетчатые стенки, которые
позволяют наблюдать за состоянием ремней.
Описанная передача используется в буровых
установках 3200/200 ДГУ и 5000/320 ДГУ.
Передача на лебедку, показанная на ри-
сунках 3.9.2.5 и 3.9.2.6, используется в буро-
вых установках 5000/320 ДГУ. Она обеспечи-
вает работу от дизельного привода не только
лебедки, но и ротора, поскольку последний
приводится в действие через трансмиссию ле-
бедки. Передача представляет собой реверсив-
ную трансмиссию и передает на лебедку, а че-
рез нее и ротору прямое и обратное вращение.
Реверсирование ротора необходимо для выпол-
нения некоторых видов ловильных работ при
авариях (извлечение из скважины бурового ин-
струмента при его обрыве или падении) и при
некоторых других технологических операциях.
В отдельных случаях оно необходимо и для ба-
Рис. 3.9.2.5. Передача на лебедку. Общий вид
Рис. 3.9.2.6. Передача на лебедку. Внутреннее устройство
рабана лебедки, например при зависании тале-
вого блока.
Передача (см. рис. 3.9.2.5) представляет
собой сварной металлический корпус коробча-
того сечения 1, в котором установлены три ва-
ла: ведущий 2, ведомый 3 и промежуточный 4.
С помощью фланца 5 ведущий вал посредством
карданного вала соединяется с цепной транс-
миссией, от которой ему передается мощность
дизельного привода. Сдвоенная шинно-пнев-
матическая муфта 6, расположенная на конце
ведомого вала 3, охватывает шкив на ведущем
валу коробки передач лебедки. Посредством
этой муфты происходит подключение лебедки
к приводу или отключение от него. При монта-
же шинно-пневматической муфты передачи и
шкив на лебедке центрируются, т.е. обеспечи-
вается соосность соединяемых валов. Эта опе-
рация облегчается с помощью винтовых упо-
ров 11 и отжимных винтов 12, расположенных
на опорных лапах передачи.
Внутреннее устройство передачи показа-
но на рис. 3.9.2.6. На ведущем валу 1 неподвиж-
но посажена цепная звездочка 2,которая по-
средством шестирядной цепи 3 передает вра-
щение ведомому валу 4. На ведущем валу имеет-
ся также зубчатая шестерня 5, которая благода-
ря шлицевому соединению может перемещать-
ся вдоль вала и входить в зацепление с зубча-
тым колесом 6, посаженным неподвижно на
промежуточный вал 7. На этом же валу имеется
посаженная неподвижно цепная звездочка 8,
которая связана с ведомым валом двухрядной
цепной передачей 9. На ведомом валу звездочки
10 и 11 располагаются на подшипниках каче-
ния и подключаются к валу с помощью зубча-
той муфты. Муфта состоит из зубчатой полу-
муфты 12, неподвижно посаженной на вал, и
зубчатой обоймы 13, которая может переме-
щаться вправо и влево, входя попеременно в за-
цепление то с полумуфтой 14, прикрепленной к
звездочке 10, то с полумуфтой 15, прикреплен-
ной к звездочке 11. Механизмы управления пе-
ремещением зубчатой обоймой 13 и зубчатой
шестерней 5 размещены на крышках транс-
миссии 7 и 8 (см. рис. 3.9.2.5) и приводятся в
действие через рукоятки 9 и 10.
Реверсивная трансмиссия работает сле-
дующим образом (см.рис. 3.9.2.6). При передаче
мощности буровой лебедке и ротору в обычном
режиме трансмиссия обеспечивает их прямое
вращение. В этом случае зубчатая шестерня 5
выведена из зацепления с колесом 6, т.е. нахо-
дится в положении показанном на рис. 3.9.2.6.
Зубчатая обойма 13 введена в зацепление с по-
лумуфтой 14 и обеспечивает вращение звездоч-
ки 10 с ведущим валом 4. При необходимости пе-
редать обратное вращение ротору или барабану
лебедки, шестерня 5 вводится в зацепление с ко-
лесом 6, а зубчатая обойма 13 выводится из за-
цепления со звездочкой 10 и вводится в зацепле-
ние со звездочкой 11. При этом вал 7 через зуб-
чатую передачу получает обратное вращение и
посредством цепи 9 передает его валу 10, с кото-
рого мощность передается лебедке и ротору.
Передача на ротор, используемая в буро-
вых установках 3200/200 ДГУ и 5000/320 ДГУ,
показана на рис. 3.9.2.7. Она представляет со-
бой комбинацию цепных, зубчатых и кардан-
ных передач, обеспечивающих работу ротора
от группового дизельного привода через лебед-
ку. При этом ротор и лебедка расположены на
разных высотных уровнях, определенных ком-
поновкой буровой установки.
Передача включает в себя цепную переда-
чу 1, зубчатую коробку передач 2, вертикаль-
ный карданный вал 3, зубчатый конический
редуктор 4 и горизонтальный карданный вал 5,
последовательно передающие мощность от
трансмиссии 6 лебедки на быстроходный вал
ротора 7. Конический редуктор установлен на
стойках 8 на подшипниковых опорах 9. С помо-
щью такой установки редуктора обеспечивает-
ся измерение крутящего момента в передаче на
ротор за счет передачи реактивного крутящего
момента от корпуса редуктора на тензодатчи-
ки, установленные в тягах 10, На корпусе под-
шипника 9 со стороны ротора установлена
шинно-пневматическая муфта МШ500,кото-
рая выполняет функцию тормозного устройст-
ва для фиксации стола ротора в любом необхо-
димом положении. Это требуется при наклонно
направленном бурении и при производстве не-
которых видов ловильных работ во время лик-
видации аварий.
Устройство коробки передач показано на
рис. 3.9.2.8.В корпусе 1 и крышке 2,соединен-
ных друг с другом с помощью болтов, установле-
но три вала: ведущий 3,промежуточный 4 и ве-
домый 5. На ведущем валу, который получает
вращение с подъемного вала лебедки через
трансмиссию ротора, установлены неподвижно
два цилиндрических зубчатых колеса 6 и 7. С
ними в зацепление может входить блок зубча-
тых колес 8. При перемещении блока вправо
включается 1-я ("тихая") передача, при переме-
щении влево - 2-я ("быстрая") передача. Переме-
щение блока производится с помощью меха-
низма управления 9 и рукоятки 10 ручного уп-
равления, установленной снаружи корпуса. На
валу 4 установлена также коническая шестерня
11,которая постоянно находится в зацеплении
с ведомым коническим колесом 12 вала 5. Все
Рис. 3.9.2.8. Коробка передач
Рис. 3.9.2.9. Конический редуктор
валы установлены на подшипниках качения,
смазка которых так же, как и зубчатых зацепле-
ний, производится с помощью жидкой цирку-
ляционной системы смазки, расположенной на
раме трансмиссии ротора (на рисунке не пока-
зана). В качестве масляной емкости использу-
ется корпус коробки (полость А).
С помощью коробки передач обеспечива-
ется работа ротора в широком диапазоне ско-
ростей и нагрузок. "Тихая" передача чаще всего
используется при ликвидации аварий в сква-
жине, когда требуется развить на столе ротора
большой крутящий момент при низкой скоро-
сти вращения. "Быстрая” передача удовлетво-
ряет условиям нормального режима бурения. В
пределах каждой включенной передачи ско-
рость вращения стола ротора может изменять-
ся за счет изменения частоты вращения дизе-
лей привода.
Конический редуктор (рис. 3.9.2.9) распо-
ложен на уровне буровой площадки и получает
вращение от коробки передач через карданный
вал. Внутри его корпуса имеется два вала: веду-
щий 1 и ведомый 2, связанных между собой ко-
нической зубчатой передачей. Особенностью
конструкции этого редуктора является то, что
он приспособлен к измерению реактивного ок-
ружного усилия, возникающего в коническом
зубчатом зацеплении при работе на ротор. Под
действием этого усилия корпус редуктора пово-
рачивается вокруг оси ведомого вала (на незна-
чительный угол), передавая пропорциональ-
ную нагрузку на датчики. Таким образом, обес-
печивается измерение в относительных едини-
цах крутящего момента на столе ротора, что
чрезвычайно важно д ля оценки состояния (сте-
пени износа) породоразрушающего инстру-
мента (долота), оценки характеристик пород на
забое скважины и состояния ствола скважины
и позволяет своевременно заметить прихваты
бурового инструмента, предупредить развитие
больших крутящих моментов приводом на сто-
ле ротора, которые могут вызвать скручивание
бурильной колонны.
Редуктор имеет специальную подвеску на
подшипниках 3 и 4, из которых один устанав-
ливается на валу 2, а второй на специальной
оси, неподвижно закрепленной в корпусе ре-
дуктора. На ведущем валу редуктора внутри
корпуса установлено лабиринтное уплотнение
6, исключающее протекание масла из нижней
части корпуса наружу.
3.9.3. Электропривод буровых
установок
Опыт эксплуатации показал, что произ-
водительность буровых установок с электри-
ческим приводом выше, чем установок с ди-
зельным приводом. Повышение производи-
тельности происходит в основном за счет
большей эксплуатационной надежности, за
счет исключения малонадежных тяжелых и
громоздких передач, лучшей управляемости,
более эффективного использования привод-
ных электродвигателей, улучшения условий
труда буровой бригады, другими повышаю-
щими экономическую эффективность БУ.
Важным фактором является исключение по-
требления дефицитного топлива и расходов
на его доставку.
В зависимости от вида привода главных
механизмов (буровой лебедки, буровых насо-
сов и ротора), а также от вида электроснабже-
ния, буровые установки подразделяются на:
- установки с электрическим приводом
(при питании буровой установки от центра-
лизованных электрических сетей);
- установки с дизель-электрическим
приводом, в которых механизмы приводятся
от электродвигателей, а электроэнергия для
их питания вырабатывается дизель-генера-
торами постоянного или переменного тока.
Дизель-электрические буровые установ-
ки или подобные им установки, в которых
привод механизмов выполнен от электричес-
ких двигателей, питаемых от автономной эле-
ктростанции, сохраняют многие преимуще-
ства электрических установок с централизо-
ванным питанием и рассматриваются нами
как буровые установки с электроприводом.
Электроприводы буровой установки [ 1,
2] подразделяются на:
- электропривод главных механизмов;
- электропривод вспомогательных ме-
ханизмов.
На всех буровых установках, независи-
мо от вида привода главных механизмов,
вспомогательные механизмы приводятся от
электрических двигателей.
На буровых установках применяются
различные виды электроприводов, которые
подразделяются:
1) по виду двигателя - электропривод по-
стоянного и электропривод переменного тока;
2) по возможности регулирования ско-
рости - нерегулируемые и регулируемые эле-
ктроприводы.
В каждой из этих групп электроприво-
ды различаются по ряду признаков (параме-
тров). Так, на буровых применяются приво-
ды постоянного тока с двигателями с незави-
симым возбуждением и приводы постоянно-
го тока с двигателями последовательного
возбуждения (последние применяются на за-
рубежных буровых установках). Электро-
приводы переменного тока подразделяются
на электроприводы с асинхронными двига-
телями и электроприводы с синхронными
двигателями. Может применяться класси-
фикация приводов по другим признакам, на-
пример, электроприводы с аналоговой сис-
темой управления и электроприводы с циф-
ровой системой управления.
Электропривод буровых механизмов
должен обеспечивать наиболее благоприят-
ное протекание как статических (установив-
шихся), так и переходных режимов пуска,
приема и сброса нагрузки и торможение ис-
полнительного механизма. Протекание этих
процессов определяется характером зависи-
мости скорости вращения двигателя от раз-
виваемого им момента, т.е. механической ха-
рактеристикой двигателя w=f(M) и механи-
ческой характеристикой механизма.
Механические характеристики
механизмов
Моменты сопротивления механизмов
делятся на две категории:
1) реактивные моменты;
2) активные или потенциальные мо-
менты.
Реактивные моменты возникают толь-
ко при наличии движения и всегда направ-
лены против движения.
Потенциальные или активные - это мо-
менты от силы тяжести (буровая лебедка) и
моменты от растяжения, сжатия и скручи-
вания упругих тел. Например, в моменте на-
грузки привода ротора имеется активная со-
ставляющая от скручивания колонны труб.
Потенциальные моменты всегда направле-
ны в одну сторону.
По виду механических характеристик
механизмы можно ориентировочно разде-
лить на следующие категории:
1. Не зависящие от скорости (прямая 1
на рис. 3.9.3.1). Такой характеристикой об-
ладают грузоподъемные механизмы, в том
числе и буровая лебедка.
2. С линейно возрастающей механической
характеристикой (прямая 2 на на рис. 3.9.3.1).
Такой характеристикой обладает двигатель по-
стоянного тока с независимым возбуждением в
режиме динамического торможения;
3. С нелинейно возрастающей (парабо-
лической) механической характеристикой
(кривая 3 на рис. 3.9.3.1). Момент сопротив-
ления этих механизмов зависит от квадрата
скорости. Механизмы, обладающие такой
характеристикой, называют механизмами с
вентиляторным моментом. К ним относятся
вентиляторы, центробежные насосы и др.
Рис. 3.9.3.1. Механические характеристики
механизмов:
1 - с постоянным моментом; 2 - момент,
пропорциональный скорости;
3 - с "вентиляторным” моментом
Механические характеристики
электродвигателей
Механические характеристики элект-
родвигателей различаются по степени изме-
нения скорости двигателя при увеличении
момента нагрузки. Жесткость механической
характеристики электропривода - это отно-
шение приращения момента двигателя к
приращению скорости:
о _ dM
Р do ‘
На рис. 3.9.3.2 приведен ряд характери-
стик электродвигателей. Абсолютно жесткая
механическая характеристика (р = оо) - это
характеристика, при которой скорость с из-
менением момента не изменяется. Такой ха-
рактеристикой обладают синхронные двига-
тели (прямая 1 на рис. 3.9.3.2). Жесткая ха-
рактеристика - это характеристика, при ко-
торой скорость с увеличением момента
уменьшается, но в малой степени.
Рис. 3.9.3.2. Механические характеристики
электродвигателей:
1 - абсолютно жесткая; 2 - жесткая;
3 - мягкая; 4 - абсолютно мягкая
Жесткой механической характеристи-
кой обладают двигатели постоянного тока
независимого возбуждения, а также асин-
хронные двигатели в пределах рабочей час-
ти механической характеристики (прямая 2
на рис. 3.9.3.2).
Мягкая характеристика - это характе-
ристика, при которой с изменением момента
скорость значительно изменяется. Такой ха-
рактеристикой обладают двигатели посто-
янного тока последовательного возбужде-
ния, особенно в зоне малых нагрузок (кривая
3 на рис. 3.9.3.2).
Абсолютно мягкая механическая ха-
рактеристика (0 = 0)- это характеристика
(прямая 4 на рис. 3.9.3.2), при которой мо-
мент двигателя с изменением скорости оста-
ется неизменным. Такой характеристикой
обладают регулируемые приводы при работе
в замкнутых системах регулирования, на-
пример двигатели постоянного тока незави-
симого возбуждения при стабилизации мо-
мента (тока).
Работе электрического двигателя и
производственного механизма в установив-
шемся режиме соответствует равновесие мо-
мента сопротивления механизма и вращаю-
щего момента двигателя при определенной
скорости, т.е. М=МС.
Изменение момента сопротивления на
валу двигателя приводит к тому, что ско-
рость двигателя и момент, который он разви-
вает, может автоматически изменяться, и
привод будет продолжать устойчиво рабо-
тать при другой скорости с новым значени-
ем момента.
Для восстановления равновесия между
изменившимся моментом сопротивления и
моментом двигателя во всех неэлектричес-
ких двигателях требуется участие специаль-
ных регуляторов, которые воздействуют на
источник энергии, увеличивая или соответ-
ственно уменьшая подачу воды, топлива или
пара. В электрических двигателях роль авто-
матического регулятора выполняет ЭДС
двигателя. Эта особенность электродвигате-
лей является весьма ценным свойством,
обеспечивающим устойчивую работу элект-
роприводов.
Механические характеристики
двигателей постоянного тока
Упрощенная схема включения двигате-
ля постоянного тока с независимым возбуж-
дением приведена на рис. 3.9.3.3. Обмотка
возбуждения питается напряжением UB и в
обмотке протекает ток возбуждения iB, кото-
рый создает магнитный поток Ф. При подаче
на якорную обмотку напряжения U в ней
протекает ток 1Я, направление которого сов-
падает с направлением напряжения U. От
взаимодействия тока 1„ с потоком Ф создает-
ся вращающий момент М и двигатель начи-
нает вращаться. Направление вращения за-
висит от направления тока якоря и тока воз-
буждения. При вращении обмотки якоря в
магнитном потоке в ней наводится ЭДС, ко-
торая направлена навстречу питающему на-
пряжению.
В установившемся режиме устанавли-
вается равновесие напряжений, при кото-
ром величина ЭДС двигателя меньше вели-
чины питающего напряжения на величину
падения напряжения на сопротивлении
якорной цепи.
С увеличением нагрузки скорость двига-
теля уменьшается и вместе с ней уменьшается
ЭДС двигателя. Уменьшение ЭДС вызывает
увеличение тока якоря и, соответственно, мо-
мента двигателя. Математическое выражение
механической характеристики двигателя по-
стоянного тока, полученное из условий равно-
весия электродвижущих сил в цепи якоря вра-
щающегося двигателя, имеет вид
где U— напряжение питания цепи якоря;
к - конструктивный коэффициент,
K=pNr/2pa;
р - число пар полюсов;
N- число активных проводников обмот-
ки якоря;
а - число параллельных ветвей обмотки
якоря;
Ф - магнитный поток, Вб;
w - угловая скорость двигателя, рад/с;
R - сопротивление якорной цепи двига-
теля;
М - момент двигателя Нм (М=кФ1);
I - ток якоря, А.
Первый член в выражении механичес-
кой характеристики (9.1) определяет ско-
рость двигателя при идеальном холостом хо-
де (Мс=0)
о _ dM.
В da ’
Второй член в (9.1) определяет падение
скорости двигателя при увеличении нагруз-
ки. При одной и той же нагрузке падение
скорости тем больше, чем больше сопротив-
ление якорной цепи R и меньше поток намаг-
ничивания Ф.
Из выражения механической характе-
ристики (9.1) видно, что скорость двигателя
постоянного тока с независимым возбужде-
нием можно регулировать следующими спо-
собами:
- изменением величины напряжения,
подводимого к якорной цепи якоря (17);
- изменением потока возбуждения (Ф);
- изменением сопротивления в якорной
цепи (R).
На буровых установках применяется
регулирование скорости двигателей посто-
янного тока изменением напряжения пита-
ния якорной цепи и регулирование измене-
нием потока возбуждения.
При регулировании скорости измене-
нием величины напряжения двигатель дол-
жен питаться от отдельного регулируемого
источника постоянного тока. В качестве та-
кого источника ранее широко применялись
машинные преобразователи (система "гене-
ратор-двигатель", или Г-Д). В настоящее вре-
мя машинные преобразователи применяют-
ся редко, а в качестве регулируемого преоб-
разователя переменного тока в постоянный
применяются тиристорные преобразовате-
ли (система "тиристорный преобразователь -
двигатель", илиТП-Д).
Так как двигатель рассчитан на опреде-
ленную величину напряжения обмотки яко-
ря (номинальное напряжение), превышение
которого недопустимо, то регулирование
скорости изменением напряжения по отно-
шению к номинальному может осуществ-
ляться только уменьшением напряжения,
т.е. регулирование можно производить толь-
ко вниз от номинальной скорости. Из выра-
жения (9.1) видно, что при уменьшении на-
пряжения соответственно уменьшается ско-
рость идеального холостого хода, и механи-
ческие характеристики при различной вели-
чине напряжения, подводимого к якорю,
имеют вид параллельных прямых линий, т.е.
относительная жесткость характеристик ос-
тается постоянной.
При регулировании скорости потоком
возбуждения поток можно также только
уменьшить относительно номинального (так
как номинальный поток двигателя выбира-
ется в зоне насыщения железа), и регулиро-
вание можно осуществлять только вверх от-
Рис. 3.9.3.3. Схема включения двигателя постоянного тока с независимым возбуждением
носительно номинальной скорости (см. вы-
ражение (3.9.1)).
Регулирование напряжением питания
якорной цепи называют регулированием в
первой зоне, а регулирование потоком воз-
буждения - регулированием во второй зоне.
В ряде приводов, в частности в приводе бу-
ровой лебедки, применяются оба способа ре-
гулирования (так называемое двухзонное ре-
гулирование).
При регулировании в первой зоне маг-
нитный поток остается постоянным и рав-
ным номинальному. Длительно допустимый
ток якоря равен номинальному. Допустимый
момент двигателя, равный М=к1Ф, при регу-
лировании в первой зоне также равен номи-
нальному. Поэтому регулирование напряже-
нием (регулирование в первой зоне) называ-
ется также регулированием при постоянном
моменте.
При регулировании потоком длительно
допустимый ток якоря равен номинальному,
а поток уменьшается с увеличением скоро-
сти. Пропорционально увеличению скоро-
сти уменьшается момент двигателя. Произ-
ведение момента на скорость (пропорцио-
нально мощности двигателя) остается посто-
янным. Поэтому регулирование во второй
зоне называют также регулированием при
постоянстве мощности.
На рис. 3.9.3.4 представлены механиче-
ские характеристики двигателя постоянного
тока при двухзонном регулировании скоро-
сти. При регулировании потоком возбужде-
ния с увеличением скорости жесткость меха-
нических характеристик уменьшается. Сле-
дует отметить, что в замкнутых системах ре-
гулирования скорости вид механических ха-
рактеристик можно формировать в зависи-
мости от поставленной задачи. При этом в
некотором диапазоне изменения момента
нагрузки можно создать практически абсо-
лютно жесткую характеристику, а при опре-
деленном моменте практически абсолютно
мягкую.
Все электроприводы главных механиз-
мов буровых установок имеют специально
сформированные виды механических харак-
теристик.
Режимы работы электроприводов
Электрические двигатели, как всякая
электрическая машина, обладают свойст-
вом обратимости. Если электрическая энер-
гия направлена из сети к двигателю, то дви-
гатель работает в двигательном режиме и
электрическая энергия преобразуется в дви-
гателе в механическую, которая подводится
к механизму. Если энергия направлена от
механизма к двигателю, то двигатель рабо-
Рис. 3.9.3.4. Механические характеристики двигателя постоянного тока при двухзонном регулировании
скорости UH>UI>U2>U3>U4; фн>ф,>ф2>ф3>ф4
тает в генераторном (тормозном) режиме,
преобразует механическую энергию в элект-
рическую и отдает ее в сеть.
Момент двигателя может быть направ-
лен в одну или другую сторону. Одно из этих
направлений момента принимается за поло-
жительное, другое за отрицательное. Анало-
гично направление вращения может быть
положительным и отрицательным.
Возможны четыре сочетания направ-
ления момента и скорости вращения двига-
теля:
- момент и скорость положительные:
- момент отрицательный, а скорость
положительная;
- момент и скорость отрицательные;
- момент положительный, а скорость
отрицательная.
Таким образом, плоскость характерис-
тики двигателя в координатах со, М имеет че-
тыре квадранта (рис. 3.9.3.5).
Если направление момента и скорости
совпадают, мощность, равная произведению
момента на скорость, положительна, двига-
тель потребляет мощность из сети и работа-
ет в двигательном режиме. Это I и III квад-
ранты механической характеристики. Соот-
ветственно, при работе во II и IV квадрантах
мощность отрицательная, двигатель отдает
ее в сеть и, значит, работает в генераторном
(тормозном) режиме. В двигательном режи-
ме ток, протекающий по обмотке якоря, на-
правлен против ЭДС, в тормозном режиме
направления тока и ЭДС совпадают.
w
Из тормозных режимов на буровых ус-
тановках наиболее широко применяются:
- тормозной режим с отдачей энергии в
сеть или рекуперативный тормозной режим;
- режим динамического торможения.
При рекуперативном тормозном режи-
ме ЭДС двигателя больше напряжения ис-
точника (сети).
Если уменьшить напряжение питания
якорной цепи двигателя, вращающегося с
определенной скоростью, то ЭДС двигателя
становится больше напряжения и ток в
якорной цепи изменит свое направление, ко-
торое совпадает с направлением ЭДС, и дви-
гатель работает в тормозном рекуператив-
ном режиме. Скорость двигателя уменьша-
ется. С уменьшением скорости двигателя
пропорционально уменьшаются и его ЭДС, и
тормозной момент. При скорости идеального
холостого хода ЭДС становится равной на-
пряжению питания, и тормозной режим
прекращается, дальнейшее замедление при-
вода происходит под действием момента со-
противления, и со снижением скорости мо-
мент его растет. Переходный процесс закон-
чится при равенстве момента двигателя и
момента сопротивления при скорости вра-
щения меньше первоначальной.
Если питающее напряжение плавно
уменьшать до нуля, то привод затормозится
до нулевой скорости. Темп уменьшения пи-
тающего напряжения должен быть таким,
чтобы тормозной момент (ток) двигателя
был равен требуемому, но не больше допус-
II кЬадрант
(тормозной режим)
I кЬадрант
(дЬигательный режим)
III кЬадрант
(дЬиаателъный режим)
IV кЬадрант
(тормозной режим)
Рис. 3.9.3.5. Плоскость механической характеристики электродвигателя
Рис. 3.9.3.6. Динамическое торможение двигателя постоянного тока :
ЕДВ, /я - ЭДС. и ток якоря; Я - суммарное сопротивление якорной цепи Я|>Я2; UB, /в - напряжение и ток
обмотки возбуждения
тимого для двигателя. Обычно это обеспечи-
вается системой автоматического регулиро-
вания. При рекуперативном торможении ки-
нетическая энергия (и потенциальная энер-
гия для грузоподъемных механизмов) пре-
вращается в электрическую и возвращается
(рекуперируется) в сеть.
При динамическом торможении якорь
двигателя отключается от сети и включается
на сопротивление (рис. 3.9.3.6, а). Двигатель
работает в тормозном генераторном режиме
на сопротивление R. Управление моментом
производится посредством регулирования
тока возбуждения. Вид механических харак-
теристик двигателя постоянного тока в ре-
жиме динамического торможения при раз-
личных значениях сопротивления и задан-
ной величине тока якоря приведены на рис.
3.9.3.6, б.
Механические характеристики
двигателей переменного тока
На буровых установках применяются
электроприводы с двигателями переменного
тока синхронными и асинхронными.
Статорная трехфазная обмотка при
питании ее трехфазным током создает вра-
щающее магнитное поле, угловая частота
которого
2тс- f,
«>> = . (3.9.2)
где - частота питающей сети, Пд;
Р- число пар полюсов.
Кроме статорной обмотки в двигателях
переменного тока имеется обмотка ротора. В
асинхронных машинах обмотку ротора вы-
полняют многофазной короткозамкнутой
(электродвигатели с короткозамкнутым ро-
тором) или трехфазной (электродвигатели с
фазным ротором). Вращающий магнитный
поток индуцирует в проводниках обмотки
ротора ЭДС Ej и в них протекает ток /2.
Электромагнитный момент, возникаю-
щий от взаимодействия магнитного потока
Ф и тока 12,
М = к Ф12 COSty , (3.9.3)
где к - конструктивный коэффициент;
I2cos<p2 - активная составляющая тока
ротора;
<р2 - угол между током 12 и ЭДС Е2 в об-
мотке ротора.
Под действием момента ротор прихо-
дит во вращение с частотой вращения ш2. В
случае совпадения частот ш и <о2 поле не пе-
ресекает обмотку ротора, и в ней не индуци-
руется ЭДС, а следовательно, не создается
вращающий момент.
Относительную разность частот вра-
щения магнитного поля и ротора называют
скольжением:
со, -си,
со, ’ (3-9.4)
Таким образом, характерной особеннос-
тью асинхронной машины является наличие
скольжения. При работе асинхронной маши-
ны в двигательном режиме <о,>®2. В этом слу-
чае обмотка статора питается от сети, а вал
ротора передает момент на механизм.
В синхронных машинах на роторе раз-
мещается обмотка возбуждения, которая пи-
тается постоянным током и создает постоян-
ный момент. Поток вращающего поля и по-
ток обмотки возбуждения взаимодействуют
и создают вращающий момент. В установив-
шемся режиме скорость ротора равна скоро-
сти вращающегося поля.
Регулирование скорости
двигателей переменного тока
Из выражения (3.9.2) видно, что если
изменять частоту напряжения питающего
двигатель, то пропорционально изменится и
частота вращения вращающего магнитного
поля. При регулировании изменением час-
тоты двигатель питается от отдельного пре-
образователя частоты. Так же, как и в приво-
де постоянного тока, частотное регулирова-
ние скорости может быть выполнено двух-
зонным.
При регулировании в первой зоне для
сохранения постоянства магнитного потока
одновременно с уменьшением частоты при-
мерно пропорционально должна уменьшать-
ся величина напряжения, т.е. должно соблю-
даться равенство
U
— = const
f
При регулировании во второй зоне (вы-
ше номинальной скорости) частота увеличи-
вается при постоянстве напряжения. При
этом из-за увеличения индуктивного сопро-
тивления уменьшается магнитный поток.
Таким образом, так же, как и в приводе по-
стоянного тока, регулирование вниз от но-
минальной скорости - это регулирование
при постоянстве момента, а регулирование
вверх от номинальной скорости - регулиро-
вание при постоянстве мощности.
Частотное регулирование применяется
в приводах с асинхронными двигателями
(как правило, с к.з. ротором), и в приводах с
асинхронным двигателем частотное регули-
рование является основным способом регу-
лирования двигателей переменного тока.
Регулировочные свойства современ-
ных частотно-управляемых приводов пере-
менного тока не уступают приводам посто-
янного тока, а по некоторым показателям
превосходят их. Так, преобразователи часто-
ты в приводах переменного тока значитель-
но меньше влияют на питающую сеть, чем
тиристорные преобразователи в приводах
постоянного тока.
В двигателях переменного тока отсут-
ствует коллектор, в результате чего значи-
тельно сокращаются эксплуатационные за-
траты. Кроме того, двигатели переменного
тока могут длительно работать в моментном
режиме, например, в режиме удержания
груза при нулевой скорости. Двигатели пере-
менного тока легче выполнить взрывозащи-
щенными. Однако в настоящее время час-
тотно-регулируемые приводы дороже приво-
дов постоянного тока.
Кроме частотного регулирования ско-
рости на буровых установках применяются
также и другие способы регулирования ско-
рости и момента асинхронных двигателей:
- переключением числа пар полюсов
(способ применяется для регулирования
асинхронных двигателей с к.з. ротором, при-
вода вентиляторов и центробежных насосов);
- включением сопротивления в цепь ро-
тора (применяется в приводах буровых лебе-
док старых образцов);
- изменением напряжения питания
статора (применяется на буровых установ-
ках для улучшения пусковых характеристик
асинхронных двигателей с короткозамкну-
тым ротором).
- каскадные схемы включения асин-
хронных двигателей с фазным ротором (при-
меняются в приводе буровых насосов).
Электропривод главных
механизмов буровых установок
К главным механизмам буровой уста-
новки относятся следующие механизмы:
- буровая лебедка;
- буровые насосы;
- ротор.
Рассмотрим кратко требования, предъ-
являемые этими механизмами к приводу.
Буровая лебедка является одним из
основных механизмов буровой установки,
определяющих ее технические характерис-
тики. В свою очередь, технические характе-
ристики буровой лебедки зависят в основ-
ном от применяемого привода. Характерны-
ми чертами конструкции и условий работы
буровых лебедок, влияющими на выбор эле-
ктропривода и законов управления электро-
приводом, являются:
- потенциальный момент нагрузки, ко-
торый всегда направлен в сторону спуска;
- большой диапазон изменения нагруз-
ки, минимальный вес груза (порожний эле-
ватор) относится к максимальному весу ори-
ентировочно, как Г.40;
- чередующиеся циклы движения под на-
грузкой и без нагрузки (с минимальным весом).
Так, при подъеме колонны бурильных
труб подъем каждой свечи чередуется со
спуском порожнего элеватора и при спуске
колонны спуск каждой свечи чередуется с
подъемом порожнего элеватора. При цикли-
ческом характере работы буровой лебедки
производительность работы при спуско-
подъемных операциях зависит от продолжи-
тельности переходных процессов.
Особенностью динамики буровой ле-
бедки, как и других грузоподъемных меха-
низмов, у которых в качестве подъемного ор-
гана используется стальной канат, является
то, что канат, представляя собой упругую
связь одностороннего действия, работает
только на растяжение. Поэтому переходные
режимы движения при отрицательном мо-
менте приводного двигателя сопровождают-
ся уменьшением усилия в канате по сравне-
нию с усилием, соответствующим статичес-
кой нагрузке. Если ускорение подъемного
вала превысит некоторое значение, то уси-
лие в ходовой ветви станет равным нулю, та-
левая система будет двигаться самостоя-
тельно, независимо от привода. Такой ре-
жим, наступающий при резком ускорении
(торможении) привода, является недопусти-
мым, поскольку может привести к чрезмер-
ному ослаблению каната, образованию пет-
ли в ходовой ветви талевого каната, наруше-
нию укладки каната на барабане подъемного
вала и, как следствие, к повышенным дина-
мическим нагрузкам на оборудование.
Наибольшее ускорение подъемного ва-
ла и соответствующее ускорение талевого
блока, при которых сохраняются синхрон-
ность движения этих элементов подъемной
системы без образования слабины каната,
являются предельными. Значения предель-
ных ускорений определяются весом переме-
щаемого груза, инерционностью элементов
талевой системы и силами трения в ней.
Аналитические зависимости для расчета
предельных ускорений при перемещении
ненагруженного талевого блока и соответст-
вующих ограничений момента электродви-
гателя получены в работах [3,4).
Из характера работы буровой лебедки вы-
текает. что ее привод должен быть управляе-
мым во всех четырех квадрантах механической
характеристики. При работе в двигательном
режиме в I квадранте осуществляется подъем
грузов. На заданной высоте талевый блок дол-
жен быть остановлен. Для этого привод должен
быть переключен в тормозной режим. В режи-
ме торможения при подъеме привод работает
во II квадранте механической характеристики.
При этом тормозной момент привода должен
быть ограничен исходя из допустимого ускоре-
ния замедления при подъеме.
При работе во II квадранте торможение
подъемной системы происходит под дейст-
вием момента приводного двигателя и груза.
В режиме спуска для быстрого разгона до за-
данной скорости спуска двигатель должен
разгонять барабан лебедки и действовать в
одном направлении с грузом. При этом при-
вод работает в двигательном режиме (III ква-
дрант). Это так называемый силовой спуск.
При работе в III квадранте момент двигателя
должен быть ограничен из условия допусти-
мого ускорения барабана лебедки на спуск.
При достижении заданной скорости
спуска привод должен переключиться в ре-
жим торможения. Движение на спуск осуще-
ствляется под действием веса груза, а тор-
мозной момент двигателя поддерживает за-
данную скорость спуска (привод работает в
IV квадранте).
При приближении талевого блока к за-
данной нижней точке (к разъему ключа)
должна быть обеспечена форсировка тормоз-
ного момента и талевый блок с грузом дол-
жен быть остановлен в заданной точке. При-
вод должен удерживать груз в неподвижном
состоянии до наложения механического тор-
моза или до посадки колонны на клинья. Для
оптимального использования мощности при-
вода и механического оборудования скорость
подъема или спуска должна регулироваться
обратно пропорционально весу. Электропри-
вод буровой лебедки, согласно приведенным
требованиям, наиболее полно соответствует
технологии проводки скважины. Однако на
буровых установках применяются также бу-
ровые лебедки, привод которых не полно-
стью отвечает приведенным требованиям.
В лебедках с нерегулируемым приво-
дом на базе асинхронного двигателя с фаз-
ным ротором вращающий момент двигате-
ля передается на барабан, как правило, че-
рез четырехскоростную цепную коробку пе-
редач. Двигатель используется только для
подъема грузов, а для торможения при
подъеме и спуске предусматриваются меха-
нический и электромагнитный тормоза. Та-
ким образом, электродвигатель и электро-
магнитный тормоз обеспечивают управле-
ние буровой лебедки только в I и IV квадран-
тах механической характеристики. Такой
привод обеспечивает подъем и торможение
при спуске, а замедление при подъеме и раз-
гон при спуске осуществляются под дейст-
вием груза.
Однако минимальный вес груза (порож-
ний элеватор) относится к максимальному ве-
су, ориентировочно как 1:40, поэтому момент,
созданный порожним элеватором, относи-
тельно мал, замедление при подъеме и разгон
на спуск в операциях подъема и спуска порож-
него элеватора и легких грузов очень малые,
что значительно уменьшает производитель-
ность спуско-подъемных операций (СПО).
Для сокращения времени разгона при
спуске и торможения при подъеме в буровых
лебедках с приводом, управляемым только в I
и IV квадрантах механической характеристи-
ки, применяются оперативные муфты, с помо-
щью которых отсоединяется привод, чем до-
стигается уменьшение момента инерции. Од-
нако время разгона (замедления) порожнего
элеватора и при отсоединении привода муф-
тами остается большим вследствие того, что
основная доля момента инерции лебедки при-
ходится на подъемный вал с барабаном и
вспомогательным тормозом. По данным хро-
нометража, время спуска порожнего элевато-
ра на буровых установках грузоподъемностью
225 т при оснастке 5x6 составляет более 30 с.
Кроме снижения производительности
основными недостатками такого электро-
привода лебедки являются:
- повышенный износ тормозных шки-
вов и тормозных колодок;
- повышенный износ шинно-пневма-
тических муфт;
- наличие специальной тормозной ма-
шины с водяным охлаждением (электромаг-
нитного тормоза), эксплуатация которой в
условиях холодного климата вызывает опре-
деленные затруднения;
- тяжелая физическая нагрузка буриль-
щика при управлении лебедкой.
Лебедки с приводом от двигателя посто-
янного тока, используемого только для подъ-
ема грузов и с электромагнитным тормозом
(рис. 3.9.3.7, б), имеют те же недостатки.
Отличительной особенностью всех буро-
вых лебедок ОМЗ с приводом от электродвига-
телей постоянного тока является использова-
ние приводных двигателей как для подъема,
так и для спуска грузов. Исключением являет-
ся лебедка буровой установки БУ-5000/320
ЭР. На рис. 3.9.3.7 представлены кинематиче-
ские схемы некоторых буровых лебедок с мар-
кой "Уралмаш", оснащенных регулируемым
приводом постоянного тока, поставляемых бу-
ровым предприятиям с 1962 по 1998 гг.
Кинематическая схема лебедки (см.рис.
3.9.3.7, а) применена на буровых установках
БУ-300Э, БУ-300ДЭ, БУ-15000, БУ-8000/500ЭР,
UNOC-500DE и на морских буровых установках.
В этих лебедках параметры кинематической
схемы лебедки, мощность приводных двигате-
лей, диапазон регулирования скорости двигате-
лей во второй зоне рассчитаны таким образом,
что все работы по СПО с бурильной колонной
выполняются на высшей скорости, при которой
двигатели соединены с подъемным валом на-
прямую. Низшая скорость, реализуемая через
обводную цепную передачу, используется при
больших нагрузках, сопутствующих работе с об-
садной колонной и в аварийных ситуациях.
Отличительной особенностью данного
привода лебедки является использование дви-
гателей как для подъема, так и для спуска гру-
зов. Спуск грузов осуществляется в режиме
рекуперативного торможения с отдачей энер-
гии в сеть или, при автономном источнике пи-
тания, в режиме динамического торможения.
Высокие регулировочные свойства электро-
привода позволяют обеспечить спуск любого
груза в рекуперативном режиме, вплоть до ос-
тановки. Механический тормоз используется
только для фиксации подъемного вала в непо-
движном состоянии. Все это обеспечивает вы-
сокую надежность механической части лебед-
ки и экономию электроэнергии, потребляемой
приводом лебедки при СПО.
Первые буровые установки с регулиру-
емым электроприводом постоянного тока
БУ-300Э, БУ-300ДЭ, БУ-15000 (Кольская),
БУ-15000 (Саатлинская) выполнены по сис-
теме генератор-двигатель (Г-Д). При этом уп-
равление приводом лебедки осуществлялось
во всех четырех квадрантах механической
характеристики. Опыт эксплуатации буро-
вых лебедок с такой кинематикой (см.рис.
3.9.3.7, а) подтверждает их исключительно
высокую надежность и легкость в управле-
нии. Так, привод лебедки БУ-15000 (Коль-
ская) (см.рис. 3.9.3.7, а), выполненный по
полностью управляемой схеме Г-Д, обеспе-
чил проходку скважины рекордной глубины,
при этом в течение более 15 лет не было не-
обходимости в ремонте механической части
тормозной системы.
С переходом от электромашинных пре-
образователей к тиристорным в приводе бу-
ровых лебедок были применены нереверсив-
ные преобразователи, привод стал управляе-
мым только в I и IV квадрантах, поэтому не-
которые важные качества регулируемого
привода были утрачены. Недостатком рас-
сматриваемого привода (см.рис. 3.9.3.7, а)
является большая масса тихоходных двига-
телей, которые не унифицированы с двига-
телями приводов буровых насосов и ротора.
Этот недостаток устранен при разработке
привода буровой лебедки БУ-5000/320 ЭР.
Кинематическая схема лебедки БУ-
5000/320 ЭР с четырехскоростной цепной
передачей приведена на рис. 3.9.3.7, б. При-
водной электродвигатель постоянного тока
используется только для подъема грузов.
Для торможения при спуске предусмотрен
электромагнитный индукционный тормоз
(см.рис. 3.9.3.7, б). В режиме спуска привод-
ной двигатель отсоединяется от подъемного
вала лебедки и движение груза не контроли-
руется системой управления приводного
двигателя. Привод обеспечивает возмож-
ность управления лебедкой только в двух
В)
Рис. 3.9.3.7. Кинематические схемы буровых
лебедок:
1 - приводной электродвигатель постоянного
тока; 2 - подъемный вал; 3 - регулятор
подачи долота; 4 - цепная коробка перемены
передач; 5 - электромагнитный тормоз;
6 - зубчатая коробка перемены передач;
7 - вспомогательный привод
квадрантах механической характеристики -
в I при подъеме грузов (работает двигатель) и
в IV при спуске грузов (работает тормоз). В
данной конструкции лебедки остался ряд тех
же недостатков, что и в случае нерегулируе-
мого электропривода переменного тока.
В наибольшей степени возможности
регулируемого электропривода реализованы
при создании нового поколения буровых ле-
бедок, оснащенных двухскоростной механи-
ческой передачей с зубчатым зацеплением.
Кинематическая схема такой лебедки пока-
зана на рис. 3.9.3.7, в. Для привода лебедки
применен высокоскоростной двигатель,
мощность которого, в зависимости от класса
установки, равна 630, 750 или 1000 кВт. Но-
минальное напряжение двигателей равно
800 В, частота вращения 1000/1500
об/мин. Двигатель привода лебедки унифи-
цирован с двигателями привода буровых на-
сосов и ротора. Приводной двигатель лебед-
ки постоянно соединен с подъемным валом
(см.рис 3.9.3.7, в) через одну из двух механи-
ческих передач, и любое движение лебедки
может осуществляться только под контро-
лем системы управления двигателем. Пита-
ние якоря двигателя осуществляется от ре-
версивного тиристорного преобразователя,
управление двигателем двухзонное.
Две механические передачи и двухзон-
ное регулирование обеспечивают грузоподъ-
емные характеристики лебедки лучше грузо-
подъемных характеристик лебедок с че-
тырьмя механическими передачами и элект-
роприводом с однозонным регулированием.
Механические (грузоподъемные) ха-
рактеристики буровой лебедки грузоподъем-
ностью 250 т с полностью управляемым (ре-
версивным) электроприводом приведены на
рис. 3.9.3.8. Управление лебедкой произво-
дится от одного командоаппарата. Полно-
стью управляемый во всех четырех квадран-
тах привод позволяет влиять на время пере-
ходных режимов разгона и замедления. Ин-
тенсификация этих режимов возможна пу-
тем максимального использования привод-
ного двигателя по моменту. Однако при ра-
боте во II и III квадрантах необходимо огра-
ничение момента двигателя.
В ОАО "Уралмаш" проведены теорети-
ческие и инструментальные исследования
предельных параметров движения буровых
лебедок, потерь и КПД талевой системы при
различной нагрузке [3, 4, 5]. Полученные ре-
зультаты исследований подтверждаются
большим объемом практических данных,
полученных в условиях эксплуатации буро-
вых установок.
Как показала практика работы полно-
стью управляемых электроприводов лебедок
по схеме Г-Д (БУ-300Э, БУ 300ДЭ, БУ-15000,
БУ-125) и по схеме ТП-Д (БУ 3200/200ЭУК-
ЗМА), необходимое ограничение момента
двигателя во II и III квадрантах обеспечивает
четкую работу без нарушения синхронности
движения подъемного вала и талевого блока.
Инструментальные исследования буро-
вой установки БУ-3200/200ЭУК-ЗМА с ре-
версивным электроприводом лебедки, осна-
щенной зубчатым редуктором, проведены
при глубине скважины 2400 м, максималь-
ном значении массы колонны бурильных
труб 47,2 т. Осциллограммы параметров эле-
ктропривода лебедки в переходных режимах
перемещения порожнего элеватора приведе-
ны на рис. 3.9.3.9 [4].
По данным инструментальных исследо-
ваний (см. рис. 3.9.3.9), время разгона на
спуск порожнего элеватора составило 4,5 с,
время торможения при подъеме - 3,6 с при
ограниченном значении тока якоря 715 А,
что составляет 0,56 номинального значения.
Время перемещения порожнего элеватора на
длину свечи при напряжении на якоре 620 В,
токе возбуждения 10... 11 А составило при
спуске 20 с, при подъеме - 21,5 с [5]. Необхо-
димо отметить, что полученное при отрица-
тельном моменте двигателя ускорение тале-
вого блока 0,34 м/с2 на 37 % меньше допуска-
емого расчетного значения для установки
Рис. 3.9.3.8. Механические (грузоподъемные) характеристики лебедки
Рис. 3.9.3.9. Осциллограммы параметров электропривода лебедки буровой установки БУ 320Q/200 ЭУК
-ЗМА в переходных режимах перемещения порожнего элеватора: 1 - частота вращения двигателя; 2 -
напряжение на якоре; 3 - сигнал на выходе командоаппарата; 4 - ток якоря; 5 - ток возбуждения двигателя;
П - бестоковая пауза в цепи якоря при переключении тиристорных групп "вперед" - "назад"
класса БУ3200/200-ЭУК-ЗМА [3, 4], т.е. име-
ется возможность увеличения быстродейст-
вия лебедки. Расчетное значение времени
спуска порожнего элеватора составляет 18 с.
В настоящее время ОМЗ предлагает для
буровых установок всех классов буровые лебед-
ки, выполненные по одинаковой кинематичес-
кой схеме, при которой двигатель соединяется
с барабаном через двухскоростную зубчатую
передачу, при этом в процессе работы двига-
тель никогда от барабана не отсоединяется.
Привод буровых лебедок на буровых ус-
тановках ОМЗ грузоподъемностью до 320 т
однодвигательный и двухдвигательный на
буровых установках грузоподъемностью вы-
ше 320 т.
Питание якорной цепи двигателей при-
вода лебедки осуществляется от реверсив-
ных тиристорных преобразователей, регули-
рование скорости двухзонное. Полная уп-
равляемость приводом позволяет использо-
вать приводные двигатели не только при
подъеме и при спуске, но и в переходных ре-
жимах - для торможения при подъеме и для
разгона при спуске (силовой спуск).
Такой привод обеспечивает:
а) затормаживание любого груза до ну-
левой скорости и в режиме рекуперативного
торможения удержание его на весу без ис-
пользования механического тормоза;
б) полную управляемость лебедкой от
рукоятки одного командоаппарата, чем об-
легчается труд бурильщика;
в) увеличение производительности СПО
за счет сокращения времени спуска и подъе-
ма порожнего элеватора и малых грузов;
г) снижение аварийности оборудова-
ния и осложнений в стволе скважины при
спуске инструмента благодаря постоянному
соединению приводного двигателя с подъем-
ным валом и связанному с этим ограниче-
нию скорости при спуске колонны;
д) снижение эксплуатационных затрат
на обслуживание оборудования как за счет уп-
рощения механической части и увеличения ее
долговечности, так и за счет исключения эле-
ктромагнитного тормоза с водяным охлажде-
нием, что особенно важно для районов с хо-
лодным климатом (Западная Сибирь и др.);
е) сокращение потребляемой лебедкой
электроэнергии на проведение СПО:
ж) уменьшение массо-габаритных по-
казателей лебедки за счет исключения тор-
мозной машины, возможности передачи
двигателю лебедки функций регулятора по-
дачи долота;
з) уменьшение массы подвижных час-
тей талевой системы до значения, допускае-
мого по конструктивно-прочностным харак-
теристикам устройства;
и) удобство управления лебедкой при
запасовке талевого каната и его перетяжке;
к) полную унификацию электрических ма-
шин главных механизмов буровой установки.
В настоящее время на ОМЗ создан ряд
буровых установок грузоподъемностью от
160 до 500 т с полностью управляемым элек-
троприводом лебедки.
Электропривод буровых насосов
При бурении скважины требуется регу-
лирование подачи буровых насосов. У порш-
невого насоса теоретически подача не зави-
сит от созданного им давления.
Подача поршневого насоса пропорцио-
нальна скорости вращения его вала:
Q = Ка • о, (3.9.5)
где К„ - конструктивный коэффициент, зави-
сящий от диаметра цилиндровой втулки.
Давление на выходе бурового насоса:
Н = Н„ + Кг • Q2, (3.9.6)
где Кг - коэффициент, пропорциональный ги-
дравлическому сопротивлению.
Момент приводного двигателя насоса,
пропорциональный давлению
М = КВ‘Н, (3.9.8)
где Кв - коэффициент, зависящий от диамет-
ра цилиндровой втулки.
М = М„ + К • аД (3.9.9)
где
М„ = КВ • К = КВ • Кг • К2.
Пренебрегая величиной Мсг, механиче-
ская характеристика насоса примет вид:
М = К • а?. (3.9.10)
При работе на трубу (скважину) с по-
стоянным гидравлическим сопротивлением
буровой насос имеет механическую характе-
ристику вентиляторного типа.
При бурении с углублением скважины
растет гидравлическое сопротивление линии
и соответственно растет давление. При до-
стижении максимального давления для втул-
ки, на которой работает насос, необходимо:
1) при нерегулируемом приводе заме-
нить цилиндровые втулки на втулки мень-
шего диаметра. Подача уменьшится, давле-
ние на выходе насоса уменьшится в квадра-
те от уменьшения подачи;
2) при регулируемом приводе можно под-
держивать давление на максимальном для дан-
ной втулки уровне, уменьшая скорость враще-
ния насоса и пропорционально ей подачу.
Регулирование скорости ведется при по-
стоянном моменте, т.е. в этом случае буровой
насос ведет себя как механизм, момент кото-
рого не зависит от скорости. Особые требова-
ния выдвигаются к пуску буровых насосов. Во
избежание гидравлического удара пуск дол-
жен осуществляться плавно. Кроме того, при
пуске насоса после выполнения спуско-подъ-
емных операций необходимо восстановить
циркуляцию, которая теряется из-за оседа-
ния частиц разбуренной породы при спуско-
подъемных операциях. Поэтому при вводе на-
соса в работу он должен подавать такое коли-
чество раствора в скважину, чтобы давление
не превысило допустимое. По мере восстанов-
ления циркуляции подача увеличивается и
насос выводится на рабочий режим.
Таким образом, буровой насос при работе
на постоянное гидравлическое сопротивление
имеет вентиляторную характеристику, а при
бурении, пуске и при восстановлении циркуля-
ции насос работает с постоянным моментом.
Необходимый диапазон регулирования скоро-
сти бурового насоса в режиме бурения не пре-
вышает 30-50 % вниз от номинальной (боль-
ший диапазон относится к большей глубине
скважины). Привод должен обеспечить плав-
ный регулируемый пуск насоса. Длительность
пуска до нижнего диапазона регулирования
скорости должна быть не менее 60 с.
При бурении глубоких и сверхглубоких
скважин привод насоса должен обеспечивать
100 % диапазон регулирования скорости. На бу-
ровых установках ОМЗ применяются различ-
ные виды электропривода буровых насосов:
- нерегулируемый от синхронного дви-
гателя (регулирование подачи при нерегули-
руемом приводе осуществляется ступенчато
сменой цилиндровых втулок. Пуск двигателя
осуществляется при работе насоса вхолос-
тую. Включение насоса на прокачку раство-
ра в скважину осуществляется с помощью
пусковых задвижек);
- регулируемый по схеме асинхронного
вентильного каскада (АВК) (привод обеспе-
чивает регулирование скорости бурового на-
соса в диапазоне 50 % вниз от номинальной
скорости и плавный пуск);
- регулируемый постоянного тока по
системе ТП-Д.
На всех буровых установках ОМЗ с регу-
лируемым электроприводом постоянного то-
ка главных механизмов, как правило, приме-
нялся однодвигательный привод буровых на-
сосов от электродвигателей постоянного тока
мощностью 630, 750 или 1000 кВт (800В,
1000 об/мин). Буровой трехпоршневой насос
мощностью 1500 кВт приводится двумя дви-
гателями. Привод насосов нереверсивный,
регулирование скорости однозонное.
Система управления приводом буро-
вых насосов позволяет оперативно изменять
уставки максимального момента двигателя
(давления). Применение регулируемого при-
вода для буровых насосов позволяет:
- увеличить проходку на долото и со-
кратить время механического бурения;
- сократить время СПО;
- сократить затраты на ремонт насосов,
манифольдов и др;
- увеличить безопасность работ;
- оптимизировать режимы бурения.
Привод ротора
Важными параметрами привода рото-
ра являются:
- максимальная частота вращения;
- максимальный кратковременный мо-
мент (стопорный момент);
- максимальный длительный момент.
Привод ротора должен быть реверсив-
ным. При направленном и горизонтальном
бурении для обеспечения точного ориентиро-
вания инструмента диапазон регулирования
привода ротора должен быть не менее 500:1.
На буровых установках ОМЗ вал привод-
ного двигателя непосредственно (без коробки
передач) соединяется с входным валом ротора.
Изменение направления вращения дви-
гателя ротора осуществляется изменением на-
правления тока в обмотке возбуждения с помо-
щью контакторного реверсора. Система управ-
ления приводом ротора позволяет оперативно
изменять уставки максимального момента
двигателя, что дает возможность вести бурение
с меньшим числом технологических аварий.
Электропривод постоянного тока
буровых установок ОМЗ
В ОМЗ создан ряд буровых установок
различных классов от БУ-2500/160 до БУ-
15000 с регулируемыми электроприводами
постоянного тока. Буровые установки ОМЗ с
приводом постоянного тока по основным тех-
ническим решениям существенно отличают-
ся от буровых установок других фирм. В при-
воде лебедки это применение реверсивного
привода, управляемого во всех четырех квад-
рантах механической характеристики и обес-
печивающего подъем грузов, торможение
при подъеме, силовой спуск, торможение при
подъеме и полную остановку талевого блока.
Регулирование скорости двигателей
привода лебедки двухзонное, что позволило
сократить число механических передач до
двух. Буровые лебедки ОМЗ оснащаются до-
полнительным приводом, на который возла-
гаются функции: регулятора подачи долота
(РПД), аварийного подъема колонны буриль-
ных труб при отключении линии электропе-
редач, при поломке основного привода. Раз-
работаны также лебедки, в которых все
функции дополнительного привода возложе-
ны на основной привод.
На рис. 3.9.3.10 приведена упрощенная
схема главных приводов буровой установки
БУ4000/250 ЭК-БМ, основные технические ре-
шения по электрооборудованию которой явля-
ются типовыми для буровых установок ОМЗ с
регулируемым приводом постоянного тока.
Электроснабжение буровой установки
осуществляется от линии электропередач
(ЛЭП) 6 кВ. Для приема и распределения
энергии на буровой применено комплектное
распределительное устройство КРУ. Ком-
плектное высоковольтное устройство пред-
ставляет собой крупноблочный электротех-
нический модуль-контейнер, оболочка кото-
рого выполнена из трехслойных теплоизоли-
рованных панелей. Компоновка ячеек и бло-
ков в целом, наличие коридора обслужива-
ния и выдвижных ячеек обеспечивают удоб-
ство осмотра, ремонта и демонтажа основ-
ного оборудования во время эксплуатации
КРУ без снятия напряжения со сборных шин
и соседних присоединений. Кроме того, по-
вышается безопасность обслуживания КРУ.
Все потребители напряжением
380/220 В получают питание от силового
масляного трансформатора Т1 типа ТМБ-
630/6-82У1 630 кВА, 6/0,4 кВ со схемой и
группой соединения обмоток Y/Yh-0.
Птавные приводы получают питание от
преобразовательного масляного трансфор-
матора Т2 типа ТРМП-3200/6БУХЛ1 мощно-
стью сетевой обмотки 2440 кВА, напряже-
ние вторичных обмоток 2x690 В, ток вторич-
ных обмоток 2x1093 А, схема и группа соеди-
нения обмоток Y/D/D. Напряжение вторич-
ных обмоток преобразовательного транс-
форматора Т2 подается на общие шины
трехфазного переменного тока 690 В, распо-
ложенные в тиристорном контейнере КТУ-К.
От общих шин контейнера получают пита-
ние тиристорные преобразователи главных
электроприводов.
Птавные привода БУ4000/250 ЭК-БМ
выполнены по типовым для буровых устано-
вок ОМЗ решениям.
Буровая лебедка имеет два привода -
основной и вспомогательный. Основной
привод лебедки выполнен от двигателя по-
стоянного тока типа 4ПС-450-1000 УХЛ2
(или от двигателя типа ДПП 55/50-4КУХЛ2)
1000 кВт, 800 В, 1000/1500 об/мин, который
механически соединен с барабаном лебедки
с помощью двухскоростной трансмиссии с
передаточными отношениями на "быстрой"
передаче 3,4 и 10,96 - на "тихой" передаче.
Вспомогательный привод лебедки -
привод регулятора подачи долота (РПД) -
осуществляется от двигателя постоянного
Рис. 3.9.3.10. Упрощенная принципиальная схема главных приводов бурововой установки БУ4000/250 ЭК-БМ:
МН1, МН2, МЛ, МР, МП - двигатели привода насосов лебедки, ротора и регулятора подачи; КРУ - высоко-
вольтное распределительное устройство; КТУ - тиристорное устройство в контейнерном исполнении
тока типа 4ПФ2Б280МУХЛ2 мощностью 90
кВт, 440 В, 1000 об/мин, который соединя-
ется с ведущим валом трансмиссии лебедки
через редуктор с передаточным числом i=16
и шинно-пневматической муфтой МШ500.
Управление двигателем основного при-
вода лебедки выполнено по системе ТП-Д с
двухзонным регулированием скорости. Дви-
гатель лебедки получает питание от ревер-
сивного тиристорного преобразователя на
номинальный ток 1340 А, 800 В, что обеспе-
чивает работу привода во всех четырех квад-
рантах механической характеристики. Ме-
ханические характеристики привода лебед-
ки приведены на рис. 3.9.3.8.
Привод буровых насосов однодвига-
тельный и выполнен от двигателей типа
4ПС-450-1000УХЛ2 (ДПП 55/50-4КУХЛ2)
1000 кВт, 800 В, 1000 об/мин.
Питание электродвигателей буровых
насосов осуществляется от нереверсивных
тиристорных преобразователей на номи-
нальный ток 1340 А, 800 В. Регулирование
скорости однозонное.
Механические характеристики привода
бурового насоса приведены на рис. 3.9.3.11.
Привод ротора выполнен от двигателя
постоянного тока во взрывозащищенном ис-
полнении типа 4ПП-450-28 ОМ2 (ДПЗ
55/50-4КУХЛ2) 1000 кВт, 800 В, 1000
об/мин. Питание двигателя осуществляется
от нереверсивного тиристорного преобразо-
вателя, регулирование скорости однозонное.
Для обеспечения изменения направления
вращения стола ротора применен контак-
торный реверсор тока возбуждения двигате-
ля. Механические характеристики привода
ротора приведены на рис. 3.9.3.12.
Тиристорные преобразователи
Тиристорные преобразователи главных
приводов конструктивно размещены в ком-
Рис. 3.9.3.11. Механические характеристики электропривода бурового насоса
плектном тиристорном устройстве (КТУ),
представляющем собой крупноблочный эле-
ктротехнический модуль-контейнер, состоя-
щий из оболочки (бокса), рамы-основания и
шкафов с электрооборудованием, установ-
ленных внутри контейнера. В оболочке име-
ются две двери и проемы для входа (через
фильтры) и выхода охлаждающего воздуха.
Оболочка выполнена из трехслойных тепло-
изолирующих панелей. Для отвода тепла,
выделяющегося на элементах силовой схе-
мы, предусмотрена система вентиляции.
Для обогрева КТУ предусмотрена сис-
тема обогрева. В КТУ предусмотрено автома-
тическое регулирование частоты вращения
вентиляторов и автоматическое включение
обогрева.
В состав тиристорного контейнера
входят:
- тиристорные преобразователи:
- система импульсно-фазового управ-
ления (СИФУ), система автоматического ре-
гулирования (САР), а также система защиты
и сигнализации каждого привода:
- коммутационная аппаратура для уп-
равления асинхронными двигателями вен-
тиляторов двигателей постоянного тока,
асинхронным двигателем насоса системы
смазки лебедки, асинхронными двигателями
систем смазки и охлаждения цилиндро-пор-
шневых пар буровых насосов, нагревателями
двигателей главных механизмов и другие.
Применение тиристорных контейнеров
позволяет:
- сократить время первичного и по-
вторных монтажей и объема наладочных ра-
бот у заказчика;
- улучшить условия работы сложного
электронного оборудования и, как следст-
вие, повысить надежность и долговечность
работы.
В зависимости от требований заказчи-
ка, система управления электроприводами
буровых установок ОМЗ может быть анало-
говая или цифровая (микропроцессорная).
Микропроцессорная система управле-
ния, по сравнению с аналоговой системой
управления, имеет ряд существенных пре-
имуществ:
- большая надежность за счет меньше-
го количества паек, меньшего количества
контактных разъемов и за счет большей по-
мехозащищенности ;
- меньшее количество кабелей управ-
ления:
- микропроцессорная система управле-
ния требует меньшего объема работ по на-
ладке у заказчика;
- дополнительные возможности по диа-
гностике и относительно простой поиск не-
исправностей.
- становится возможной работа буро-
вой установки в автоматизированной систе-
ме управления буровой установкой при
строительстве скважины.
Электропривод вспомогательных
механизмов
К вспомогательным механизмам отно-
сятся:
- механизмы системы очистки и приго-
товления бурового раствора (ЦС);
- вспомогательная лебедка;
- компрессоры низкого давления;
- компрессоры высокого давления;
- электродвигатели кранов и др.
Как правило, электропривод вспомога-
тельных механизмов выполняется от асин-
хронных электродвигателей с короткозамк-
нутым ротором, управление которыми про-
изводится с помощью кнопок и магнитных
пускателей. Как известно, такие двигатели
характеризуются большими пусковыми то-
ками, которые вызывают колебания напря-
жения на шинах буровой установки, что яв-
ляется причиной сокращения срока службы
как самих электродвигателей, так и приво-
димых механизмов.
По согласованию с заказчиком электро-
приводы вспомогательных механизмов, осо-
бенно механизмов с приводными двигателя-
ми мощностью от 30 кВт и выше, могут осна-
щаться устройствами плавного пуска. Особо
ответственные механизмы могут оснащать-
ся преобразователями частоты.
На новых буровых установках с регули-
руемым электроприводом главных механиз-
мов вспомогательная лебедка выполнена с
частотно-регулируемым приводом. Привод
лебедки выполнен от асинхронного двигате-
ля с к.з. ротором типа АИМ 180М66УХЛ2.5,
18,5 кВт, 380 В, 975 об/мин, управление ко-
торым осуществляется по системе "частот-
ный преобразователь с широтно-импульсной
модуляцией - асинхронный двигатель"
(ШИМ-АД). Регулируемый привод обеспечи-
вает регулирование скорости при подъеме и
спуске грузов, плавное приложение момента
при свинчивании и развинчивании труб. Уп-
равление вспомогательной лебедкой произ-
водится с одного из двух пультов управления.
Регулируемый привод
переменного тока
главных механизмов
Привод постоянного тока удовлетворя-
ет всем требованиям технологии проводки
скважины. Однако, благодаря развитию
преобразовательной техники и техники уп-
равления, в настоящее время бурно развива-
ются регулируемые приводы переменного
тока, которые в сравнении с электроприво-
дом постоянного тока имеют следующие
преимущества, направленные на:
- повышение надежности;
- уменьшение веса;
- уменьшение эксплуатационных затрат;
- исключение фильтрокомпенсирую-
щих устройств;
- более простое выполнение взрыво-
защиты.
В каталогах ряда фирм бурового обору-
дования наряду с буровыми установками с
приводами постоянного тока предлагаются
буровые установки с регулируемыми привода-
ми переменного тока.
Технические решения по приводам пе-
ременного тока зарубежных фирм по мно-
гим показателям близки с основными реше-
ниями по приводам постоянного тока ОМЗ.
Так, фирма «Нейшнл-Ойлвелл» (США)
разработала буровую лебедку SSGD-360 с
входной мощностью 2300 л.с. с приводом от
двух двигателей переменного тока. Привод-
ные двигатели используются как в двига-
тельных, так и в тормозных режимах.
ОМЗ также ведутся разработки регули-
руемого электропривода буровых установок.
В настоящее время частотно-регулиру-
емый электропривод дороже регулируемого
привода переменного тока, поэтому постав-
ки буровых установок с регулируемым элек-
троприводом переменного тока будут осуще-
ствляться по требованиям заказчика.
Механические передачи
электроприводов
Одним из важных преимуществ элект-
ропривода по сравнению с дизельным при-
водом является то, что привод лебедки, бу-
ровых насосов и ротора от электродвигате-
лей выполняется индивидуальным. Это зна-
чительно упрощает механическую часть
привода, сокращает затраты на обслужива-
ние, ремонт, запасные части и горючесма-
зочные материалы. Повышается коэффици-
ент полезного действия привода, соответст-
венно уменьшаются энергозатраты при его
работе. Снижается уровень шума и вибра-
ций, а также уменьшается загрязнение про-
изводственных площадей продуктами смаз-
ки и топлива.
На рис. 3.9.3.13 показан электропри-
вод бурового насоса УНБТ-950. Привод вы-
полнен от электродвигателя 1 постоянного
тока мощностью 1000 кВт, п- 1000 об/мин.
Передача на насос 2 выполнена клиноремен-
ной и состоит из 20 ремней сечения Е. Веду-
щий вал 3 со шкивом установлен на подшип-
никовых опорах 4, расположенных на раме
привода 5. Рама может перемещаться по на-
правляющим 6 с помощью винтовых натяж-
ных устройств 7. Они позволяют приблизить
электропривод к буровому насосу при ус-
тановке клиновых ремней и натянуть ремни
при эксплуатации после их вытяжки. Ведо-
мый шкив 8 ременной передачи установлен
на консольном конце быстроходного вала
насоса. Ременная передача имеет защитное
ограждение 9. Сетчатая внешняя боковая
часть 10 ограждения позволяет наблюдать
за работой и состоянием передачи. Вал элек-
тродвигателя соединяется с ведущим валом
ременной передачи с помощью эластичной
пальцевой муфты 11.
Использование в приводе насоса кли-
ноременной передачи упрощает монтаж, т.к.
она не требует точной выверки оборудова-
ния. Кроме того, эта передача гасит толчки и
вибрации, возникающие в насосе, и поэтому
способствует повышению ресурса бурового
насоса и привода.
Электропривод с насосом устанавли-
ваются на общей раме, образуя модуль. Ши-
рина модуля не превышает нормальный же-
лезнодорожный габарит и позволяет транс-
портировать его также по автомобильным
дорогам общего пользования при перевоз-
ках бурового оборудования на новую точку
бурения.
Электропривод ротора от двигателя по-
стоянного тока показан на рис. 3.9.3.14. В бу-
ровых установках в блочно-модульном испол-
нении он устанавливается на "Модуле ротора
с приводом". Модуль включает в себя раму 1,
на которой закреплен ротор 2. Ротор приво-
дится в действие электродвигателем постоян-
ного тока 3 мощностью 1000 кВт, п = 1000
об/мин во взрывозащищенном исполнении,
соединенном с быстроходным валом ротора
посредством карданного вала 4. Последний
допускает некоторые смещения и перекосы,
благодаря чему обеспечивается легкий мон-
таж-демонтаж оборудования. На конце вала
двигателя монтируется шкив 5, который вза-
имодействует с шинно-пневматической муф-
той 6, неподвижно закрепленной через крон-
штейн 7 к раме модуля 1. При заполнении
баллона ШПМ сжатым воздухом вал двигате-
ля, а вместе с ним ротор фиксируются в непо-
движном положении при любом заданном уг-
ле поворота стола ротора. Данное тормозное
устройство необходимо при бурении наклон-
но направленных и горизонтальных сква-
жин, ловильных работах и др.
Электропривод современных буровых
лебедок конструктивно входит в состав са-
мой лебедки, в отличие от лебедок предыду-
щего поколения, в которых он вместе с ко-
робкой передач устанавливался отдельно и
представлял собой самостоятельный при-
водной агрегат.
3.9.4. Тенденции развития
приводов буровых установок
Дизельный и электрический приводы
бурового оборудования существуют более 60
лет. Они пришли на смену паровым силовым
установкам - локомобилям, приводившим в
действие первые модели буровых станков
ударно-канатного и ударно-штангового спо-
собов бурения. Переход на эти новые про-
грессивные виды привода обеспечил рево-
люционный прорыв в области создания бу-
ровой техники для современных видов вра-
щательного бурения [5,6,7,8,9].
Дизельный привод за свою более чем
полувековую эволюцию пережил два харак-
терных периода.
Первый - характеризуется интенсив-
ным поиском и созданием рациональных
Рис. 3.9.3.14. Модуль ротора с приводом
схем мощных групповых приводов, подбо-
ром оптимальных типов двигателей и их ос-
нащением гидродинамическими передача-
ми, разработкой новых видов трансмиссий и
передач мощности на буровые машины и ме-
ханизмы. Этот период динамичного
развития продолжался до 60-70 -х годов про-
шлого столетия.
Второй период - это процесс стабилиза-
ции, когда в конструкциях привода было до-
стигнуто соответствие требованиям потре-
бителей, резервы и возможности дизель-ме-
ханической системы привода были исчерпа-
ны и процесс совершенствования постепен-
но прекратился. В таком состоянии дизель-
ные приводы находятся в настоящее время.
Дальнейший прогресс в области приво-
да буровых установок связан с развитием
электропривода.
Электропривод оказался привлека-
тельным для буровой установки благодаря
таким преимуществам, как упрощение меха-
нической трансмиссии, снижение затрат на
ее содержание и ремонт, низкая стоимость
эксплуатации электродвигателей, простота
подвода электроэнергии к буровой установке
и ее невысокая стоимость. Этими достоинст-
вами отличались уже первые, самые про-
стые нерегулируемые электроприводы пере-
менного тока.
На территории бывшего СССР электро-
привод применялся в основном в районах с
широко развитыми сетями промышленного
электроснабжения (Азербайджан, Северный
Кавказ, Татарстан, Западная Сибирь). Одна-
ко с появлением транспортабельных дизель-
ных электростанций для автономного энер-
гопитания буровых установок проблема была
решена, и дизель-электрические установки
стали альтернативой дизель-механическим.
Развитие электропривода привело к ис-
пользованию в буровых установках регули-
руемых приводов на базе двигателей посто-
янного тока. Глубокое регулирование этих
двигателей и адаптация их характеристик к
технологическим режимам работы лебедки,
ротора и буровых насосов заметно повысили
скорости проходки, снизили аварийность
при бурении скважин и положительно ска-
зались на эффективности всего процесса бу-
ровых работ.
Исследование объемов производства
бурового оборудования и состояния парка
буровых установок по видам привода как в
бывшем СССР, так и в современной России и
за рубежом (США) свидетельствуют о тен-
денции к повышению объемов использова-
ния электропривода в бурении.
Объяснить этот процесс можно, сопос-
тавив показатели дизель-механических и
электрических приводов (см. табл. 3.9.4.1).
Примечательно, что переход на рыночные
формы хозяйствования в России, сущест-
венно повысив значимость экономических
факторов, способствовал еще большему
спросу на буровое оборудование с электро-
приводом.
Доля выпускаемых Уралмашзаводом
буровых установок с электроприводом с на-
чала освоения их производства в 1956 г. с не-
которыми колебаниями непрерывно нарас-
тала. Если вначале она составила 13,7 % от
общего количества установок (другую часть
составляли установки с дизельным приво-
дом), то в 1985 - 1986 гг. доля буровых уста-
новок с электроприводом превысила 50 %. В
Таблица 3.9.4.1
Относительная оценка показателей дизель-механических
и дизель-электрических приводов буровых установок
Показатели Приводы
Дизель-механический Электрический или дизель-электрический
Возможность работы от линий промышленного энергоснабжения или от собственных источников энергии. не обеспечивается обеспечивается
Наличие штатной системы электроснабжения для верхнего привода (силовой вертлюг). отсутствует имеется
Расход дизельного топлива и горючесмазочных материалов больше меньше
Затраты на ремонт оборудования и запасные части. больше меньше
Общее количество дизелей на буровой установке. больше меньше
Рабочие характеристики лебедки, ротора, буровых насосов (плавность пуска, глубина регулирования скорости, полнота использования мощности). хуже лучше
Эргономико-санитарные условия труда персонала буровой (уровень шума и вибраций на рабочих местах, удобство управления). хуже лучше
Экологическая обстановка: протечки масел и топлива из оборудования на почву, задымленность воздушного пространства от дизелей. хуже лучше
последние годы нефтяные компании России,
обновляя парки бурового оборудования, все
больше ориентируются на установки с элек-
трическим и дизель-электрическим приво-
дами. В результате доля буровых установок
этого типа, заказанных нефтяными компа-
ниями России, в общем объеме заказов в по-
следнее время превысила 70 %.
В США и других странах использова-
нию электропривода в буровых установках
препятствовало частное владение источни-
ками централизованного энергоснабжения.
Буровые подрядчики стремились к незави-
симости от энергетических компаний и дол-
гое время использовали только дизель-меха-
нические приводы. Однако с освоением в на-
чале 60-х годов прошлого столетия произ-
водства буровых установок с дизель-элект-
рическим приводом их число в общем парке
буровых установок стало быстро расти. Уже
в 1970 г. такие установки составляли замет-
ную величину, а через 16 лет их доля сущест-
венно возросла. Так, число установок с элек-
троприводом при бурении в диапазоне 4400
- 5500 м за эти годы выросло в 6,22 раза,
свыше 5500 м - в 2,2 раза. Этот процесс кос-
нулся и установок для неглубокого и средне-
го бурения (2600 - 3350 м ; 3350 - 4400 м), где
использование установок с электроприво-
дом увеличилось также более чем в 2 раза. В
настоящее время результаты переписи пар-
ка буровых установок США свидетельствуют
о ежегодном росте числа буровых установок
с электроприводом и уменьшении числа ус-
тановок с дизельным приводом.
Так, в 2000 г. по сравнению с 1998 г.
парк установок с электроприводом вырос на
4,6 % , а с дизельным - уменьшился на 9,6 %.
Общее число установок с электроприводом в
2000 г. составило 520 единиц, или 31,8 %.
Причем пополнение парка происходит не
только за счет приобретения новых устано-
вок, но и за счет замены дизельного привода
электрическим на имеющихся буровых.
Уже несколько последних десятилетий
электропривод и связанные с ним системы
управления и автоматизации представляют
собой динамично развивающуюся область
техники. Достижения в этой отрасли ис-
пользуются при создании различных видов
техники, в том числе и буровых установок.
Ведущие западные компании приступили к
производству электроприводов на базе
асинхронных двигателей переменного тока
с частотным регулированием скорости. Об
использовании таких приводов в буровом
оборудовании уже заявили такие известные
в нефтяной отрасли машиностроительные
компании, как «Нэшнл-Ойлвелл» (США),
«Дрико» (Канада) и другие. Совершенству-
ются системы автоматизации электропри-
вода за счет использования микропроцес-
сорной техники. Аналогичные процессы
происходят и в отечественном нефтяном
машиностроении.
Литература
1. Моцохейн Б. И., Парфенов Б.М. Элек-
тропривод буровых лебедок. -М: Недра,
1978.-304 с.
2. Моцохейн Б.И.. Парфенов Б.М., Шпи-
левой В.А. Электропривод, электрооборудо-
вание и электроснабжение буровых устано-
вок. -Тюмень, 1999. -263 с.
3. Радченко В.Н. Обоснование зависи-
мостей для расчета основных параметров
подъемных систем буровых установок
/Дис.канд.техн.наук/ Свердловский горный
институт им. В.В.Вахрушева. - Свердловск.
1987. -270 с.
4. Исследование и внедрение тиристор-
ных электроприводов постоянного тока
главных механизмов буровых установок
класса БУ5000ЭР, БУ 15000, БУ6500ЭР,
БУ6500ДЭР: Отчет о НИР (заключ.)
/НИИтяжмаш ПО"Уралмаш"; Руковод.
В.Н.Радченко, М.А.Павлюшко.-Шифр темы
N458-05-87(624-87), NTP01870006354.-Ека-
теринбург: 1992. -119 с.
5. Развитие нефтепромыслового маши-
ностроения в СССР. -М.: ЦИНТИХИМНЕФ-
ТЕМАШ, 1967.
6. Новое семейство дизелей многоцеле-
вого назначения. -М.: НИИИНФОРМТЯЖ-
МАШ.1969.
7. Индивидуальные приводы буровых
насосов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1971.
8. Экспресс-информация //Бурение.
-№15. 1987.
9. Нефтегазовые магистрали. -N1, ян-
варь-февраль, 2001.
3.10. Системы управления
Система управления буровой установ-
кой предназначена для управления глав-
ными исполнительными механизмами (ле-
бедкой, ротором, буровыми насосами), вспо-
могательными механизмами (смазки и вен-
тиляции). Управление осуществляется в
ручном и полуавтоматическом режимах.
Системы управления буровых устано-
вок обеспечивают взаимодействие механиз-
мов и выполняют следующие функции:
1) пуск и остановку двигателей;
2) включение и выключение трансмис-
сий, двигателей, передающих мощность на
буровые насосы, ротор или лебедку;
3) включение и выключение буровых
насосов, лебедки, ротора, механизма пода-
чи, регулирующего тормоза (гидравлическо-
го или электрического) и других устройств;
4) изменение скорости вращения бара-
бана лебедки или ротора;
5) торможение и растормаживание ба-
рабана лебедки;
6) включение и отключение устройств
для свинчивания и развинчивания буриль-
ных труб;
7) управление работой клиньев и дру-
гих механизмов при свинчивании, развин-
чивании и установке бурильных свечей в ма-
газин в процессе спуска и подъема колонны;
8) включение и отключение компрес-
сора, вспомогательной лебедки или насо-
са, осветительной установки, устройств
для очистки и приготовления промывоч-
ной жидкости и других вспомогательных
механизмов;
9) торможение талевого блока при под-
ходе к заданным бурильщиком верхней и
нижней точкам при СПО, ограничение ско-
рости при выходе за указанные точки;
10) удержание колонны бурильных
труб (КЕТ) в неподвижном положении при
задании нулевой скорости.
Управление почти всеми устройствами
осуществляется с поста бурильщика или у
места их включения.
В буровых установках применяются
различные системы управления: механичес-
кие, пневматические, гидравлические, элек-
трические и комбинации этих систем.
3.10.1. Механическое управление
Систему механического управления ис-
пользуют в тех случаях, когда усилие, прикла-
дываемое к рукояткам управления, и расстоя-
ние, на которое должна быть передана коман-
да, невелики. Это передвижные цементиро-
вочные, насосные агрегаты и легкие буровые
установки для геологоразведочного бурения.
В некоторых установках глубокого бу-
рения механические системы применяют
для дистанционного управления топливны-
ми насосами дизелей, включений скоростей
в коробках перемены передач (КПП), прямо-
го и обратного вращения ротора, включения
кулачковых муфт вспомогательного тормоза
лебедки, регулятора подачи долота и других
механизмов.
Механическими системами осуществля-
ется управление ДВС установок. В групповых
приводах с ДВС дизелями управляют с поста
бурильщика и с пульта, расположенного у дви-
гателя. Частота вращения ДВС регулируется
путем изменения подачи топлива насосами
дизеля. Так как в групповом приводе может
быть от двух до четырех спаренных дизелей,
очень важно, чтобы дизели были отрегулиро-
ваны и изменяли одинаково свои характерис-
тики при изменении режима их работы.
В механических системах с ручным уп-
равлением применяют стандартные кониче-
ские фасонные и цилиндрические рукоятки
или рукоятки со стандартными шариковы-
ми наконечниками. Рычаги, штурвалы, пе-
дали и тому подобные элементы имеют раз-
нообразные формы и размеры в зависимос-
ти от передаваемых усилий и назначения.
3.10.2. Пневматическое
управление
В настоящее время буровые установки
для глубокого бурения, как правило, имеют
комбинированное электрическое и пневмати-
ческое управление. Как показала практика бу-
рения, эти системы обладают определенными
преимуществами перед другими системами
управления. Преимущества пневматической
системы заключаются в легкости и плавности
дистанционного управления, незначительно-
сти физических усилий при работе на пульте,
быстроте действий, простоте конструкции,
пожарной безопасности, относительно низ-
кой стоимости. Введение пневматического
дистанционного управления пневматически-
ми фрикционными муфтами позволило зна-
чительно облегчить работу обслуживающего
персонала и обеспечить четкость управления
буровыми установками. В комплект пневма-
тического управления буровыми установками
входят: агрегаты снабжения воздухом, испол-
нительные механизмы, управляющие устрой-
ства и контрольно-измерительные приборы.
Пневматическая система выполняет
функции:
1. Основные (рис. 3.10.1):
- дистанционное управление с постов
бурильщика (его помощников), дизелиста
механизмами, имеющими пневматический
привод;
- пневмопривод средств механизации:
- совместно с электрической системой
участвует в создании блокировок, исключа-
ющих возможность возникновения аварий-
ного режима работы:
- создание и автоматическое поддержа-
ние запаса сжатого воздуха.
2. Вспомогательные (рис. 3.10.2):
- подача воды из водяного колодца для
технологических нужд:
- обеспечение работы струйных насосов;
- продувка коммуникаций.
С помощью пневматической системы
выполняются практически все основные ви-
ды работ при строительстве скважины.
Приборы управления пневматичес-
кой системой как составной частью систе-
мы управления буровой установкой разме-
щаются наряду с электрическими прибо-
рами управления на посту бурильщика,
его помощников и дизелиста. Размещение
приборов управления, их компоновка на
пультах должны в наиболее полной мере
обеспечивать возможность управления
технологическим оборудованием буровой
установки, при условии осуществления
всех операций по проводке скважины с со-
блюдением установленных норм и правил
безопасности, эргономики, дизайна.
Пневмосистемы буровых установок ха-
рактеризуются следующими основными па-
раметрами:
Номинальное давление
пневмоприводов, МПа ................0,8
Расход сжатого воздуха
(при нормальных условиях) с учетом
выполнения основных
и вспомогательных функций, м '/мин...5,5
Рис. 3.10.1. Основные функции пневматической системы управления
Рис. 3.10.2. Вспомогательные функции пневматической системы управления
Условный проход воздухопровода
максимальный DN. мм ...................50
Температурный диапазон эксплуатации пневмо-
системы соответствует диапазону работы обору-
дования буровой
установки и, как правило,
составляет, °C ..................- 45 до +50
Длина линии управления до 30 м
при быстродействии, с ................1,5
Структура системы пневмоуправления
по выполняемым функциям представлена на
рис. 3.10.1. Конструктивно пневмосистема
состоит из следующих подсистем (узлов):
- производства сжатого воздуха:
- подготовки сжатого воздуха;
- передачи пневматического сигнала;
- коммутации;
- пневмопривода (преобразование энер-
гии сжатого воздуха в механическую работу).
Пример пневматической схемы буро-
вой установки приведен на рис.3.10.3.
Часто конструктивно узлы для произ-
водства и подготовки сжатого воздуха объе-
диняют в единый транспортный блок, как
представлено на рис. 3.10.4, где изображен
компрессорный блок установки, «БУ
8000/500 ДЭР».
На раме размещается все оборудование
компрессорного блока. В закрытом утеплен-
ном обогреваемом помещении располагают-
Рис. 3.10.3. Схема пневматическая:
1 - агрегат компрессорный; 2 - установка осушки воздуха; 3 - воздухозаборник; 4 - клапан запорный муфто-
вый; 5 - кран пробно-спускной; 6 - кран трехходовой; 7- клапан редукционный; 8 - манометр; 9 - манометр
двухстрелочный; 10 - кран тормозной двухсекционный; 11 - пневмораспределитель педальный; 12 - рас-
пределитель пневматический РПУЗ/2; 13 - распределитель пневматический РПУ4/3; 14- фильтр-влагоотде-
литель; 15 - фильтр Э-114; 16 - маслоотделитель; 17 -распределитель РЭП 1-1-15; 18 - распределитель
РЭП 1-2-40; 19 - клапан-разрядник; 20 -пневмодроссель; 21 - клапан переключательный; 22 - кран; 23 - ре-
ле давления 404; 24 - реле давления 2С57-5Н; 25 - преобразователь давления; 26 - фильтр; 27 - вентиль
электропневматический включающий; 28 - вентиль электропневматический включающий; 29 - лебедка вспо-
могательная; 30 - пульт ключа; 31 - цилиндр управления ПКР; 32 - пневмораспределитель; 33 - цилиндр
элеватора; 34 - цилиндр открывания ворот; 35 - блок цилиндров; 36 - цилиндр вспомогательный; 37 - пнев-
моцилиндр; 38, 39 - цилиндры; 40 - цилиндр Л 150; 41 - цилиндр Ц 100; 42 - муфта шинно-пневматическая
1 2 з 4 5
Рис. 3.10.4. Блок компрессорный:
1 - агрегат компрессорный; 2 - шкафы управления компрессорами; 3 - таль; 4 - установка осушки воздуха;
5 - воздухозаборник
ся два 2-ступенчатых компрессорных агре-
гата с воздушным охлаждением марки АВШ
6/10 производительностью 6 м3/мин, наи-
большим рабочим давлением 1,0 МПа с холо-
дильником после 2-й ступени (табл.3.10.1).
На открытом воздухе под навесом установле-
ны два воздухосборника с рабочим давлени-
ем 1,0 МПа емкостью 2,7 м3 каждый. Предус-
мотрена осушка воздуха УВ10МВ2М с адсор-
бентом нагревного типа в специальном утеп-
ленном боксе.
Всасываемый наружный воздух про-
ходит очистку в фильтре компрессора,
сжимается до давления 1,0 МПа, очищает-
ся от масла, влаги, охлаждается в холо-
дильнике компрессора 2-й ступени. Затем
воздух подается в осушку, где подвергается
дополнительной очистке от масла, капель-
ной влаги и глубокой осушке до температу-
ры точки росы (-40°С), после чего он посту-
пает последовательно в нижний и верхний
воздухосборники.
Нижний воздухосборник трубопрово-
дом связан с электроконтактными маноме-
трами (ЭКМ) 2-й ступени каждого компрес-
сорного агрегата. Благодаря этому обеспе-
чивается автоматический режим включе-
ния - выключения компрессорного агрегата
в соответствии с уставкой (ЭКМ). Обычно
величина уставки включения составляет
0,9 МПа, отключения - 1,0 МПа. Таким об-
разом, в нижнем воздухосборнике поддер-
живается запас воздуха при давлении
0,9...1,0 МПа.
Для того, чтобы колебания давления в
воздухосборнике не сказывались на работе
пневмосистемы буровой установки, на вхо-
де в верхний воздухосборник установлен
регулятор давления, выполняющий роль
стабилизатора давления. Регулятор давле-
ния настроен на давление 0,8 МПа, именно
такое давление выдается компрессорным
блоком в пневмосеть управления. Основной
режим работы компрессорного блока авто-
матический. Для облегчения выполнения
ремонтных работ блок оснащен балкой с
ручной талью. Аналогично устроены ком-
прессорные блоки для других машин. Отли-
чает их либо тип компрессора либо способ
осушки воздуха и связанные с этим измене-
ния в схеме.
Представляет интерес пневматичес-
кая следящая система типа ДАУР-6, хорошо
зарекомендовавшая себя на практике, слу-
жащая для дистанционного управления ча-
стотой вращения 4-х дизелей группового
привода с двух постов (бурильщикам и ди-
зелистам) и обеспечивающая синхронное
регулирование всех дизелей группового
привода. Система работает на очищенном,
Таблица 3.10.1
Техническая характеристика блока компрессорного
Наименование характеристики Параметры
Производительность по всасыванию, м3/мин - номинальная - максимальная 6 12
Давление сжатого воздуха на выходе блока, МПа (кгс/см2) 0,8 (8,0)
Точка росы осушенного воздуха, ‘С -40
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 У1
Система обогрева блока паровая и электрическая
Воздухосборники, шт - объем одного воздухосборника, м3 2 2,7
Таблица 3.10.2
Техническая характеристика распределителей пневматических
Наименование характеристики РПУ 3/2 РПУ 4/3
Рабочее давление, МПа (кгс/см2) 1,0(10,0) 1,0(10,0)
Условный проход, мм 16 16
Количество ходов 3 4
Усилие на рукоятке управления,Н 40...50 40...50
Масса, кг 3,85 6,4
Таблица 3.10.3
Техническая характеристика вертлюжков
Наименование Обозначение вертлюжков
с фланцевым креплением с цапковым креплением
Условный проход, мм 15 10
Рабочее давление сжатого воздуха, МПа (кгс/см2) 0,8(8)
Наибольшее число оборотов шпинделя, с'1 (об/мин) 16,6(1000)
осушенном сжатом воздухе с давлением пи-
тания 0,14 МПа, давлением управления
0,02...0,1 МПа.
Наиболее существенными и распрост-
раненными элементами пневмосистемы бу-
ровых установок, помимо указанных выше,
являются:
- распределители пневматические типа
РПУ, служащие для ручного дистанционного
управления с пульта пневматическими при-
водами механизмов. Распределители по ус-
тановочным размерам и размерам быстро
изнашиваемых деталей взаимозаменяемы с
распределителями производства Волгоград-
ского завода буровой техники (рис.3.10.5,
табл.3.10.2);
- распределители электропневматичес-
кие типа РЭП, служащие для дистанционно-
го управления пневматическими приводами
с помощью пилотных электропневматичес-
ких клапанов (вентилей);
- вертлюжки, служащие для соедине-
ния неподвижного и вращающигося возду-
хопровода (рис.3.10.6, табл. 3.10.3);
муфты шинно-пневматические,
(рис.3.10.7, табл. 3.10.4), дисковые,
(рис.3.10.8, табл. 3.10.5), служащие для пере-
дачи крутящего или, в отдельных случаях,
тормозного момента;
- тормозные краны (рис.3.10.9, табл.
3.10.6), служащие для управления следящим
пневмоприводом тормоза буровой лебедки.
Имеется также ряд других аппаратов и
устройств, обеспечивающих более эффек-
тивную работу пневмосистемы (клапаны-
Рис. 3.10.5. Распределитель
пневматический типа РПУ:
1 - эксцентрик; 2 - ручка управления;
3 - шток; 4 - клапан
з г 1
' к г
Рис. 3.10.6. Вертлюжок:
1 - шпиндель; 2 - подшипники; 3 - торцевое
уплотнение
Таблица 3.10.4
Технические характеристики шинно-пневматических муфт
Наименование характеристики Обозначение муфт
МШ 300x100 МШ 500x125 МШ 700x200 МШ 1700x200 МШУ 1700x200
‘Номинальный крутящий момент, кНм(кГсм) 1,96 (200) 5,30 (540) 19,4 (1970) 50,5 (5200) 50,5 (5200)
Максимальная частота вращения муфты, с'(мин1) 25 (1500) 25 (1500) 16,6 (1000) 8,3 (500) 8,3 (500)
Объем воздушной полости баллона, дм3 1,9 7,5 23,1 46,0 25,5
Диапазон рабочего давления воздуха в баллоне, МПа (кГс/см2) 00,59-0,98(6-10)
Масса, кг 17 38 83 143 152
Примечание. При максимальной частоте вращения муфты, минимальном рабочем давлении,
коэффициенте трения 0,37 и коэффициенте запаса по моменту проскальзывания - 1,5.
Таблица 3.10.5
Технические характеристики дисковых муфт
Наименование характеристики Обозначение муфт
МДП-10 МДП -20
Крутящий момент, передаваемый муфтой, при давлении воздуха 0,8 МПа, Т'М 10 19,5
Минимальное давление воздуха в сети, МПа 0,6 0,6
Максимальный ход нажимного диска, мм 14 28
Количество поверхностей трения 2 4
Масса, кг 1117 1650
Рис. 3.10.7. Муфта шинно-пневматическая:
1 - обод; 2 - резиновый баллон; 3 -
фрикционная накладка
Рис. 3.10.8. Муфта дисковая:
1 - резиновая диафрагма; 2 - фрикционная
накладка
Рис. 3.10.9. Кран тормозной двухсекционный с рычагом:
1 - рычаг; 2 - упорный винт рычага; 3 - защитный чехол; 4 - ось ролика; 5 - ролик; 6 - толкатель; 7 - корпус ры-
чага; 8 - гайка; 9 - тарелка; 10, 16, 19, 27 - уплотнительные кольца; 11 - шпилька; 12 - пружина следящего
поршня; 13, 24 - пружины клапанов; 14, 20 - тарелки пружин; 15 - поршень малый; 17 - клапан; 18 - толкатель;
21 - атмосферный клапан; 22 - упорное кольцо; 23 - корпус атмосферного клапана; 25 - нижний корпус;
26 - пружина малого поршня; 28 - большой поршень; 29 - клапан верхней секции; 30 - следящий поршень;
31 - упругий элемент; 32 - верхний корпус; 33 - опорная плита; I...V - выводы
Техническая характеристика тормозного крана
Таблица 3.10.6
Наименование характеристики Кран 100-3514008
Рабочее давление, МПа (кгс/см2) 0,8 (8,0)
Условный проход, мм 12
Диапазон изменения давления на выходе, МПа 0...0.7
Масса, кг 3,514
разрядники (рис. 3.10.10), переключатель-
ные клапаны, дроссели и т.д.), описание кото-
рых приводится в специальной литературе.
Основными тенденциями в развитии
пневмосистем буровых установок являются:
- повышение надежности;
- повышение уровня автоматизации и
снижение трудозатрат на техобслуживание;
- повышение рабочего давления с 0,8 до
1,0 МПа;
- минимизация размеров аппаратов;
- улучшение эргономических и дизай-
нерских показателей оборудования, с разме-
щением постов управления в кабинах;
- сокращение функций, выполняемых
пневмомеханизмами;
- замена компрессоров поршневого ти-
па на винтовые;
- усиление связи с электрическими и
электронными системами управления.
3.10.3. Электрическое
управление
На буровых установках ОМЗ (Уралмаш)
с регулируемыми электроприводами глав-
ных механизмов в зависимости от требова-
ний заказчика применяется одна из двух си-
стем управления буровой установкой (СУ):
- аналоговая система управления буро-
вой установкой;
Рис. 3.10.10. Клапан-разрядник:
1 - корпус; 2 - шток; 3 - шайба; 4 - уплотнение
- цифровая система управления буро-
вой установкой.
Аналоговая СУ выполнена на базе ин-
тегральных микросхем и релейной автома-
тики, цифровая СУ - на базе логических
программируемых микропроцессорных
контроллеров фирм «Allen Bradley»,
«Siemens» и других. Все решения отработа-
ны и широко применяются в различных ти-
пах буровых установок .
Управление всеми главными приво-
дами производится с поста бурильщика
(рис. 3.10.11). Управление буровыми насо-
сами, кроме пульта бурильщика (ПВ), про-
изводится также с индивидуальных пуль-
Рис. 3.10.11. Пост бурильщика:
1 - пульт бурильщика электрический; 2 - видеопросмотровое устройство; 3 - рычаг управления двигателем
лебедки; 4 - рычаг управления механическим тормозом лебедки; 5 - кран управления клиновым захватом ротора
Рис. 3.10.12. Лицевая панель пульта бурильного электрического типа ПУВ-Б
тов управления насосами (ПН). Управле-
ние механизмами ЦС производится с по-
стов управления, расположенных у этих
механизмов.
Система управления приводом ле-
бедки обеспечивает:
- включение и отключение привода и
вспомогательных механизмов;
- регулирование скорости лебедки
при спуско-подъемных операциях (СПО)
по заданию бурильщика через сельсинный
командоаппарат с ограничением скоро-
сти, мощности, тока двигателя и заданны-
ми параметрами трогания, разгона и тор-
можения;
- ограничение скорости талевого блока
при подходе к заданным верхней и нижней
точкам при СПО;
- управление механическим тормозом
(ленточным или дисковым);
- регулирование нагрузки на долото с
ограничением скорости подачи в режиме бу-
рения с заданными бурильщиком парамет-
рами. Задание нагрузки производится бу-
рильщиком с ПБ;
- блокировки и сигнализацию.
Система управления приводом насо-
сов обеспечивает:
- включение и отключение привода на-
сосов и относящихся к ним вспомогательных
механизмов с ПБ или с пульта насоса;
- выбор насоса;
- задание скорости насоса и времени
разгона, ограничение момента и мощности
двигателя;
- включение двигателей подпорных на-
сосов;
- блокировки и сигнализацию.
С пульта насоса производится:
- выбор пульта управления ПБ или ПН;
- задание скорости насоса (если вы-
бран ПН);
- выбор режима управления работой
подпорного насоса;
- включение привода насоса.
Система управления приводом рото-
ра обеспечивает:
- включение и останов привода, выбор
направления вращения переключением с ПБ;
- задание величины скорости ротора,
уставок ограничения тока и мощности
двигателя;
- блокировки и сигнализацию.
Состав АСУ и ее структура
Цифровая СУ выполнена на базе логи-
ческих программируемых микропроцес-
сорных контроллеров фирм «Allen Bradley»
или «Siemens». Она является однопроцес-
сорной системой на основе программируе-
мого логического микропроцессорного кон-
троллера (рис.3.10.12) и устройств сопря-
жения с объектом (УСО). Контроллер вы-
полняет все вычислительные и логические
операции в соответствии с загруженной в
него пользовательской программой. УСО
имеют архитектуру на основе активных
клеммников (FLEX I/O).
СУ буровой установки состоит из сле-
дующих основных устройств:
1) шкафа с микропроцессорным кон-
троллером и с панелью с активными клемм-
никами МПК;
2) шкафа с активными клеммниками
лебедочного блока АКЛ;
3) шкафа с активными клеммниками
насосного блока АКН ;
4) панели с активными клеммниками
шкафа управления ШУ1 тиристорного кон-
тейнера ШУ1-АК;
5) панели с активными клеммниками
шкафа управления ШУ2 тиристорного кон-
тейнера ШУ2-АК;
6) пульта бурильщика ПБ с активными
клеммниками и с панелью оператора фирмы
«Allen Bradley» типа PV-1000 или с панелью
типаТР27-10 фирмы «Siemens».
Шкаф с микропроцессорным контрол-
лером расположен в помещении тиристор-
ного контейнера КТУ-К. Также в КТУ-К рас-
положены активные клеммники ШУ1-АК и
ШУ2-АК соответственно в шкафах управле-
ния ШУ1 и ШУ2. Шкаф с активными клемм-
никами АКЛ расположен в модуле буровой
лебедки, а шкаф с активными клеммниками
АКН - в модуле буровых насосов.
Пульт бурильщика
Пульт бурильщика электрический во
взрывозащищенном исполнении типа ГГУВ-
Б содержит соответствующее количество ап-
паратов (кнопок, переключателей, измери-
тельных приборов) и расширенную светоин-
дикацию, выполненную на светодиодах и
обеспечивающую диагностику приводов
(рис. 3.10.13). Пульт бурильщика (ПБ) распо-
ложен на посту бурильщика на буровой пло-
щадке и имеет взрывозащищенное и сполне-
ние. Лицевая панель пульта бурильщика
приведена на рис.3.10.14.
Для задания скорости регулируемого
привода лебедки применяется отдельно ус-
тановленный сельсинный командоаппарат
с рукояткой управления во взрывозащи-
щенном исполнении. Для задания нагрузки
на долото на ПБ установлен сельсинный ко-
мандоаппарат с маховичным приводом и
шкалой.
По сравнению с аналоговой, цифровая
СУ имеет ряд преимуществ:
Рис. 3.10.13. Лицевая панель пульта бурильщика ПБ
ПБ
* - Дл! буровых установок с отдельны* приводом РПД
Рис. 3.10.12. Структурная схема автоматизированной системы управления
- повышение надежности систем с про-
граммируемыми контроллерами (ПК) по
сравнению с аналоговыми системами;
- программируемые контроллеры вы-
полнены на элементах с большой степенью
интеграции, что на порядок уменьшило ко-
личество междуэлементных электрических
соединений и точек пайки, являющихся ос-
новной причиной отказа электронных уст-
ройств;
- распределенная структура АСУ позво-
лила существенно сократить количество ка-
белей управления. Так, к пульту управления
подходит всего 2 кабеля, один из которых се-
мижильный и обеспечивает подачу питания
и обогрев ПБ, а второй коаксиальный - ин-
формационный ;
- повышение производительности при
СПО и в бурении за счет оптимального уп-
равления приводами;
- упрощение (облегчение) обслужива-
ния; система состоит из отдельных модулей,
причем каждый модуль на лицевой панели
имеет индикацию, указывающую на его не-
исправность. Обслуживание системы с ПК
состоит в отыскании по индикации неис-
правного модуля и его замене на резервный.
Включение резервного модуля не требует его
наладки (неисправные модули на буровой не
ремонтируются).
3.11. СИСТЕМА КОНТРОЛЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА
БУРЕНИЯ
Решение комплекса задач оптимиза-
ции процесса бурения, предупреждения ава-
рийных ситуаций, выполнения требований
Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности невозможно без соответ-
ствующего информационного обеспечения.
Согласно действующим нормам безо-
пасности (см. Правила безопасности в неф-
тяной и газовой промышленности, утверж-
денные Госгортехнадзором России
09.04.1998 г.), буровые установки должны
быть оборудованы техническими средства-
ми контроля технологических параметров
бурения для достижения достаточного
уровня безопасности проведения буровых
работ. В этом документе предписывается в
процессе бурения постоянно контролиро-
вать следующие параметры:
- вес на крюке с регистрацией на диа-
грамме;
- плотность бурового раствора с регист-
рацией в журнале;
- расход бурового раствора на входе в
скважину и на выходе из скважины;
- давление в манифольде буровых насо-
сов с регистрацией на диаграмме или в жур-
нале;
- уровень раствора в приемных емкос-
тях при бурении;
- крутящий момент на роторе.
Показатели веса на крюке, давления в
манифольде, величина крутящего момента
на роторе должны быть в поле зрения бу-
рильщика.
Системы наземного контроля техноло-
гических параметров процесса бурения неф-
тяных и газовых скважин выпускаются ря-
дом российских фирм: ИМС "Контур", г.
Москва; ЗАО ИПФ "АСУ-Нефть", г. Тюмень;
ОАО НПФ "Геофит", г. Томск; ЗАО "Ореол", г.
Москва; ОАО НПП "ГЕРС", г. Тверь и другие.
Из зарубежных фирм наиболее известны си-
стемы фирмы "Мартин-Декер".
Как правило, функции, выполняемые
наземными системами контроля, значи-
тельно шире функций, предписываемых
Правилами безопасности в нефтяной и газо-
вой промышленности. Современные систе-
мы контроля различных фирм схожи по на-
бору функций и по принципу работы.
Буровые установки ОАО "Уралмаш"
комплектуются системами контроля техно-
логических параметров процесса бурения
"СГТ-микро"(изготовитель ЗАО "Ореол", г.
Москва) и "КУБ-01" (изготовитель ОАО НПФ
"Геофит", г. Томск).
Рассмотрим более подробно систему
контроля типа "СГТ-микро".
Функции системы:
1. Автоматический сбор, обработка и
представление текущей информации о ходе
процесса бурения в наглядной форме на
средствах отображения и регистрации бу-
рильщика и бурового мастера.
2. Документирование результатов буре-
ния в цифро-аналоговом и графическом ви-
де, включая рапорт за смену.
3. Контроль выхода технологических
параметров за установленные пользовате-
лем пределы со световой и звуковой сигна-
лизацией этих событий.
4. Выполнение на ЭВМ системы любых
расчетов и решений задач по проводке сква-
жины без гарушения работы системы .
5. Реализация возможности дополни-
тельной установки устройств внешнего на-
блюдения с выводом видеоизображения на
рабочий монитор и (или) на дополнительное
видеоконтрольное устройство.
6. Обеспечение возможности дополни-
тельной установки устройств передачи ин-
формации, включая видеоизображение, в
системы более высокого уровня (включая и
сеть Интернет) по существующим каналам
связи.
Система выполнена как система рас-
пределенного типа, что обеспечивает воз-
можность подключения дополнительных
датчиков и приборов.
Система технологического контроля
параметров бурения "СГТ-микро" (рис.
3.11.1, 3.11.2) включает:
• комплект датчиков для измерения и
регистрации параметров: нагрузки на крю-
ке; крутящего момента на роторе; давления в
манифольде; двойных ходов буровых насо-
сов (расход на входе); оборотов ротора; обо-
ротов вала лебедки; плотности и уровня бу-
рового раствора в емкостях; момента на ма-
шинном ключе; температуры бурового рас-
твора на входе и выходе; содержания горю-
чих газов в растворе на выходе из скважины
и во взрывоопасных помещениях и других
параметров;
• блок усиления коммутации и преобра-
зований (УКП);
* пульт бурильщика (ПБ);
• персональный компьютер;
• принтер цветной;
• блок сетевой связи;
• акустическую систему речевого пре-
дупреждения;
• видеоконтрольное устройство;
• устройство передачи информации в
системы высшего уровня, включая
Интернет.
В основу работы системы заложен
принцип прямого или косвенного измерения
основных параметров датчиками, устанав-
ливаемыми на оборудовании буровой уста-
новки, их последовательной обработки, вы-
числений вторичных и сопутствующих па-
раметров отображения и регистрации полу-
ченной информации на соответствующих
средствах (табл. 3.11.1).
Датчик веса - тензорезисторный, кос-
венного измерения, устанавливается на не-
подвижном конце каната талевой системы и
по натяжению каната определяется вес (на-
грузка) на крюке.
Датчик крутящего момента на роторе-
тензорезисторный (только для установок с
Рис. 3.11.1. Структурная схема системы контроля параметров процесса бурения
Рис. 3.11.2. Пульт бурильщика
Таблица 3.11.1
Информационно-метрологические характеристики системы СГТ-микро
Контролируемый параметр Форма отображения
Наименование, ед. изм. Диапазон контроля Пульт бурильщика Средства бурового мастера
цифр. аналог. монитор принтер
Нагрузка на крюк, тс 0-500 + + + +
Нагрузка на долото, тс 0-50 + + + +
Крутящий момент на роторе, кНм 0-60 — + + +
Крутящий момент на инструменте, кНм 0-60 - + + +
Крутящий момент на машинном ключе, кНм 0-60 — + + +
Давление бурового раствора (БР) на входе, кг/см2 0-400 + - + +
Расход БР на входе (вычисленный), л/с 0-100 + — + +
Расход БР на входе (измеренный), л/с 0-100 + — + +
Изменение расхода БР на выходе, % 0-99 + - + +
Обороты ротора, об/мин 0-300 + - + +
Число двойных ходов насоса, ход/мин 0-200 — — + +
Положение талевого блока, м 0-60 - + — +
Подача инструмента, м 0-99,9 - + +
Глубина забоя, м 0-9999 — - + +
Положение долота над забоем, м 0-9999 - - +
Время бурения 1 м проходки, мин/м 0-1000 - — + +
Механическая скорость проходки, м/ч 0-200 — - + +
Скорость спуска-подъёма, м/с 0-50 — — + +
Время бурения долотом, мин 0-999999 — - + —
Проходка на долото, м 0-999 — — + —
Плотность БР (до 4-х* точек), г/см3 0,8-2,6 + - + +
Уровень БР (до 4-х* точек), м 0,8-2,8 + - + +
Суммарный объём БР, м3 0-500 — - + +
Изменение суммарного объёма БР, м3 + 100 — - + +
Скорость изменения суммарного объёма БР, м3/мин 0-100 - - + +
Объём БР в каждой ёмкости, др 4-х точек, м3 0-150 - — + +
Изменение объёма БР в каждой ёмкости, м3 ±99,9 + - + +
Скорость изменения объёма БР в каждой ёмкости, м3/мин 0-100 - - + +
Температура БР на входе, "С 0-+100 — — + +
Температура БР на выходе, "С 0-+100 - - + +
Температура воздуха, "С -50- + 100 — — + +
Суммарное содержание горючих газов в БР, % НКПР 0-50 - - + +
Суммарное содержание горючих газов в горючей среде, % НКПР 0-50 - - + +
Текущее время, ч/мин — + — +
Календарная дата - - - + +
* Количество точек контроля может быть увеличено до 8.
карданно-редукторным приводом). Датчик
устанавливается на качающемся редукторе.
На буровых установках с индивидуальным
приводом постоянного тока момент ротора
определяется по сигналу тока якоря.
Датчик давления - тензорезисторный,
осуществляет прямое измерение давления
промывочной жидкости, устанавливается в
штуцер, который вваривается в манифольд.
Датчик-индикатор изменения расхода
раствора на выходе из скважины, косвенно-
го измерения преобразует угол отклонения
лопатки датчика потоком промывочной
жидкости в растворопроводе в линейное пе-
ремещение, а затем в электрический сигнал.
Датчик оборотов ротора импульсный,
состоит из собственно датчика приближе-
ний и зубчатого диска, закрепленного на
трансмиссионном валу привода ротора. При
прохождении зубца перед датчиком форми-
руется импульс, а последовательность им-
пульсов, пропорциональная скорости вра-
щения вала, является информацией о скоро-
сти вращения ротора.
Датчик оборотов вала лебедки (датчик
импульсов) связан с подъемным валом буро-
вой лебедки. Вращение вала буровой лебед-
ки преобразуется в датчике в две смещен-
ные по фазе последовательности импульсов.
Датчик дает исходную информацию для
расчета глубины забоя, подачи, положения
талевого блока.
Датчик контроля ходов бурового насоса
- индукционный датчик приближения, уста-
навливается на шкиве привода насоса.
В датчике уровня плотности бурового
раствора в качестве первичного преобразо-
вателя применяется дифференциальный ма-
нометр.
В датчиках температуры бурового рас-
твора на входе и на выходе и в датчике тем-
пературы воздуха применяется специальная
микросхема.
Датчик момента на ключе (тензометри-
ческий) устанавливается на приводном тро-
се ключа.
Датчик момента на турбобуре (тензоме-
трический) устанавливается на узел стопора
ротора.
Информация от датчиков по кабелям
передается в блок УКП, где осуществляется
преобразование и обработка сигналов.
Блок УКП обеспечивает:
- питание датчиков и преобразователей
системы и пульта бурильщика стандартны-
ми напряжениями постоянного тока;
- преобразование сигналов датчиков в
нормализованные сигналы;
- автоматическое включение пульта бу-
рильщика;
- автоматическое включение-отключе-
ние устройств подогрева и вентиляции в за-
висимости от температуры внутри УКП;
- автоматическое отключение системы
при перегреве внутри УКП.
Нормализованные сигналы из блока
УКП поступают в пульт бурильщика. В пуль-
те бурильщика осуществляется преобразо-
вание аналоговых сигналов в цифровой код,
первичная обработка импульсных сигналов,
а также формирование трех управляющих
сигналов - фиксация нижнего положения та-
левого блока, полного веса бурильной колон-
ны и нулевой подачи.
Все сигналы с пульта бурильщика пере-
даются в блок вычислительный, который на-
ходится в помещении бурового мастера. В
вычислительном модуле осуществляются
обработка принятой информации, формиро-
вание сигналов индикации, передаваемых
на пульт бурильщика, а также выдача дан-
ных для отображения информации на видео-
мониторе и для печати на принтере.
Система контроля параметров процес-
сов бурения, выполненная на базе микро-
процессорных контроллеров, обеспечивает
функциональное наращивание и как систе-
ма низшего уровня наряду с автоматизиро-
ванной системой управления электроприво-
дами может быть интегрирована в автома-
тизированную систему управления бурени-
ем "АСУ-БУРЕНИЕ".
Программное обеспечение состоит из:
- нижнего уровня, осуществляющего
автоматически сбор всего объема информа-
ции, обработку с расчетом производных па-
раметров, калибровки, линеаризации, наст-
ройки каждого датчика, запоминания пара-
метров в энергонезависимой памяти;
- верхнего уровня, осуществляющего
представление текущей информации в на-
глядной форме на средствах отображения и
регистрации бурильщика и бурового масте-
ра, запись информации в базу данных.
Используемая в системе стандартная
база данных «Access» позволяет подключать-
ся к системе многим пользователям и одно-
временно оперативно решать задачи по
строительству скважин или прогнозирова-
нию внештатных ситуаций, обеспечить вза-
имосвязь по решению геологических, техно-
логических и экологических задач.
Программы, работающие с базой дан-
ных, обеспечивают просмотр информации,
вывода на печать в любом виде, в том числе
и рапортов за рейс, смену и т.д.
Система оснащается программами, ре-
ализующими алгоритмы распознавания
предаварийных ситуаций. Программы поз-
воляют распознавать следующие ситуации:
- проявление ранее вскрытого пласта;
- проявление вскрываемого пласта;
- газовую пачку в стволе скважины;
- выход пачки на поверхность;
- частичное поглощение;
- полное поглощение;
- сальникообразование;
- осыпания стенок или обвал;
- затяжки;
- посадки;
- заклинивание долота;
- слом шарошки долота;
- неисправность насоса;
- слом бурильной колоны.
Имеющиеся программы обеспечат пе-
редачу информации на удаленный компью-
тер и сеть Интернет при наличии модемных
устройств и линий передач.
КОНСТРУКЦИИ И ПАРАМЕТРЫ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
Номенклатура буровых установок, выпус-
каемых промышленностью, чрезвычайно ши-
рока и постоянно увеличивается и обновляет-
ся. Расширение номенклатуры буровых уста-
новок обусловлено следующими причинами:
- увеличением числа задач, решаемых
посредством бурения (назначение буровых ус-
тановок), и изменением условий их примене-
ния (регионы, глубины, конструкции скважин);
- развитием новых технологий строи-
тельства скважин и повышением требова-
ний к качеству работ;
- совершенствованием конструкций уз-
лов и механизмов буровых установок, внед-
рением новых технологических процессов их
изготовления.
В связи с вышеизложенным описание
даже основных типов буровых установок в
рамках одного издания представляется до-
статочно сложной задачей. Кроме того, кон-
струкции буровых установок, предназначен-
ных для бурения однотипных скважин, зача-
стую отличаются друг от друга только компо-
новкой или параметрами отдельных узлов и
механизмов. В этом случае описание всех ус-
тановок тем более нецелесообразно. Поэтому
в данном издании приводится более или ме-
нее полное описание типичных современных
буровых установок, пред назначенных для ре-
шения трех основных задач, возникающих
при разработке месторождений нефти и газа:
- бурение сейсмоскважин и структур-
но-поисковых скважин;
- бурение глубоких разведочных и экс-
плуатационных скважин;
- освоение, испытания, ремонт сква-
жин и зарезка боковых стволов.
Описание установок производится в
следующей последовательности:
1. Назначение установки (круг решае-
мых задач, условия эксплуатации, способ
бурения).
2. Классификация машин по конструк-
ции и параметрам.
3. Описание конструкции конкретных
(типичных) буровых установок или одной ти-
повой установки.
4. Описание комплектности основных
выпускаемых установок и их параметров.
4.1. Установки для бурения
сейсмоскважин и структурно-
поискового бурения
Назначение этих установок: проходка
скважин для сейсморазведки и структурно-
картировочное бурение на ранних стадиях
геологоразведочных и поисковых работ. Це-
ли, задачи бурения таких скважин на стадии
разведочных работ различны.
Сейсморазведочные скважины пред-
назначены для расположения в них зарядов,
при взрыве которых генерируются сейсми-
ческие волны. По результатам анализа отра-
женных пластами горных пород сейсмичес-
ких волн геофизические организации опре-
деляют перспективные площади для даль-
нейшего проведения глубокого разведочного
бурения.
Опорные скважины проектируются с
задачей изучения основных черт глубинного
строения малоисследованных крупных реги-
онов, определения общих закономерностей
стратиграфического и территориального
расположения отложений, благоприятных
для нефтегазонакопления.
Параметрические скважины заклады-
ваются для изучения глубинного строения и
сравнительной оценки перспектив нефтега-
зоносности возможных зон нефтегазонакоп-
ления.
Поисковые скважины проектируются
по данным параметрического бурения и гео-
физических работ для выяснения наличия
или отсутствия залежей нефти и газа на но-
вых площадях, выявления новых залежей на
разрабатываемых месторождениях.
Кроме того, такие буровые установки
могут применяться для бурения скважин
при инженерно-геологических изысканиях,
для водоснабжения и дренажа. Установки,
как правило, эксплуатируются в труднодос-
тупных районах в самых разнообразных до-
рожных и климатических условиях. Пгубина
скважин и диаметр изменяются в довольно
широких пределах (глубина от 10 до 1000 м
диаметр - от 93 до 245 мм).
Отличительной особенностью устано-
вок является их высокая мобильность, срав-
нительно небольшие габариты и масса. Для
проходки скважин применяется ряд спосо-
бов бурения (табл. 4.1). В установках для
сейсморазведки часто применяется шнеко-
вый способ бурения, а в установках для
структурно-поискового бурения реализуется
колонковый способ бурения, а также буре-
ние лопастными и шарошечными долотами
с промывкой забоя. Для бурения твердых по-
род и проходки скважин в районах распрост-
ранения вечной мерзлоты часто применяет-
ся бурение с продувкой забоя, в том числе
погружными пневмоударниками.
Наиболее характерными видами вспо-
могательных работ являются: закладка
взрывчатых веществ в скважины, в том чис-
ле в неустойчивых породах, проведение ис-
следований в скважинах. Основными при-
знаками распределения установок на груп-
пы и классы являются:
1. Тип вращателя (роторный или по-
движный с индивидуальным гидроприводом
или с механической трансмиссией).
2. Транспортная база (автомобиль, трак-
тор, прицеп, артиллерийский тягач, сани).
3. Способ бурения по функциям:
- разрушение забоя (вращательный
сплошным или кольцевым забоем, ударно-
вращательный) ;
- очистка забоя (промывка, продувка,
шнеками);
- отбор керна (сплошной, поинтерваль-
ный, без отбора керна).
4. Тип приводного двигателя (дизель
или бензиновый двигатель) и тип трансмис-
сии (механическая, гидравлическая, комби-
нированная).
5. Параметры установки (грузоподъ-
емность, наибольший диаметр скважины,
глубина).
Характерные особенности установки часто
отражаются в шифре названия:
УРБ 2 А 2 Д
1. Установка разведочного ,
бурения
2. Класс по грузоподъемности
3. Транспортная база
А - автомобиль; Т - трактор
4. Номер модели
5. Тип привода (Д - дизельный)
Однако здесь единой стратегии нет. На-
пример, 1БА-15Н - буровой агрегат грузо-
подъемностью 15 тонн для нефтяного буре-
ния: УШ-2Т - установка шнекового бурения,
тракторная: УКБ - установка колонкового
бурения. В действовавшем до последнего
времени стандарте (ГОСТ 16151-86) эти ус-
тановки были разбиты на 7 классов по грузо-
подъемности (от 10 до 800 кН), причем в
СССР выпускались установки только 1-го, 2-
го, 3-го, 4-го и 6-го классов. Классы, типо-
размеры и основные параметры установок в
Таблица 4.1
Параметры установок для бурения геофизических и структурно-поисковых скважин
(ГОСТ 16151-86)
Обозначение типоразмера Класс установок Наименование показателя
Допускаемая нагрузка на крюке, кН Условная глубина бурения,м Диаметр бурильных труб, мм
УРБ-1В2 I 10 75; 50 50; 60,3
УРБ-3,2 32 250; 170 50; 60,3
УРБ-2А2 II 40 200; 300 60,3
УРБ-2.5А 40 200; 300 60,3
УРБ-4Т 40 200; 300 60,3
УРБ-6,3 63 350 60,3
УРБ-ЗАМ III 100 600 60,3
УРБ-ЗАЗ 100 600 60,3
УРБ-12,5 125 700 60,3
1БА15Н IV 200 1000 60,3
УРБ-20 200 1000 60,3
УРБ-32 V 320 1200;1600 73;60,3
УБВ-600Н VI 500 2000 73
УРБ-50 500 2000 73
УРБ-80 VII 800 3000 73
Примечания:
1. Для установок с гидравлическим подъёмом инструмента допускаемая нагрузка на крюке
определяется усилием, развиваемым механизмом подъёма, и может быть больше на 25%
значений, установленных в настоящем стандарте.
2. Условная глубина бурения соответствует длине бурильной колонны общей массой, равной
соотношению Qkk/1,6.
3. В зависимости от исполнения установки могут быть смонтированы на автомобильной (А),
тракторной (Т) базе или прицепе (П).
4. По заказу потребителей допускается изготовлять установки с нагрузкой на крюке 16 кН и условной
глубиной бурения 100 и 125 м.
соответствии со стандартом приведены в
табл. 4.2. В настоящее время промышленно-
стью выпускается ряд буровых установок
для этих целей. Приведем лишь некоторые
наиболее типичные из них. Сведения о кон-
структивном исполнении установок в соот-
ветствии с предложенной классификацией
приведены в табл. 4.2, а их техническая ха-
рактеристика - в табл.4.3. Конструкции ус-
тановок весьма разнообразны, что обуслов-
лено следующими причинами:
- назначением скважины, способом и
условиями бурения.
- традициями завода-изготовителя.
- предполагаемым районом работ.
Основной тенденцией развития конст-
рукций установок для указанных целей яв-
ляется применение подвижных гидропри-
водных вращателей, а также уменьшение
массы и габаритов установок, поэтому здесь
приведены описания конструкций именно
таких установок.
В последнее время возрос интерес к ма-
логабаритным установкам для бурения сейс-
москважин. К представителям современных
установок этого класса можно отнести уста-
новку УКБ-12/25-01. Следует отметить, что
параметры этой установки не соответствуют
ни одному классу установок по стандарту.
Установка УКБ-12/25-01
Установка УКБ-12/25-01 предназначе-
на для бурения поисковых скважин и может
использоваться для проходки сеисмосква-
жин в труднодоступных районах (рис. 4.1).
Она состоит из тех же узлов, что и базовая
модель УКБ-12/25. Основу установки со-
ставляет рама 6 со стойкой 3, по которой пе-
ремещается каретка с пружинным
аккумулятором 1 с вращателем 8. На враща-
теле смонтирован приводной двигатель 9.
Перемещение каретки с вращателем по
стойке и подъем инструмента, а также пода-
ча при бурении производятся лебедкой 2 и
цепью 5.
Для перемещения от скважины к сква-
жине установка комплектуется колесами от
мотороллера «Тула».
Отличительной особенностью УКБ-
12/25-01, по сравнению с УКБ-12/25, явля-
ется измененная конструкция вращателя.
Вращатель представляет собой 2-скорост-
ной цилиндрический редуктор. Привод вра-
щателя осуществляется от двигателя внут-
реннего сгорания, передача крутящегося
момента от двигателя на вал - через фрик-
ционную муфту.
Лебедка предназначена для спуско-
подъемных операций, зарядки пружинного
аккумулятора нагрузки на забой в процессе
бурения и представляет собой одноступен-
чатый редуктор. На одном из валов лебедки
установлена звездочка цепной передачи для
привода каретки с вращателем. Положение
рукоятки лебедки фиксируется храповым
механизмом с подпружиненной собачкой,
Таблица 4.2
Функционально-структурная классификация установок для сейсморазведки и структурно-
поискового бурения скважин на нефть и газ
Ступень классификации Классификационный признак Буровые установки
УКБ-12/25 УРБ-2А-2 УРБ-4Т УРБ-ЗА-З | 1БА-15Н
1 Основная функция (класс БУ) Назначение скважины Сейсморазведка Сейсморазведка, структурно- картировочное бурение Структурно-картировочное бурение
Расположение и профиль скважины Одиночные Одиночные Вертикальные Одиночные Вертикальные
2. Способ выполнения основных операций технологического процесса бурения (Ряд БУ) Разрушение забоя Вращательный Вращательный, ударно-вращательный Вращательный
Очистка забоя Шнеками Прямая промывка, продувка, шнеками Прямая промывка, продувка
Укрепление ствола обсадными трубами Без крепления трубами После проходки интервала
Выполнение СПО Бурильными трубами Свечи бурильных труб
Отбор проб Шлам Керн, шлам
Транспортирование БУ Моноблоком Блоками
3.Конструкция исполнительных органов для выполнения основных операций технологического процесса бурения (Конструктивный тип БУ) Вращатель Подвижный Роторный
Забойный двигатель Нет Пневмоударник Турбобур, ВЗД
Механизм подачи Цепной с приводом от ручной лебедки Канатный с приводом от гидроцилиндра Канатный с приводом от лебёдки
Подъёмный механизм Лебёдка и цепь Гидроподъёмник с гидроцилиндром Лебёдка и талевая система
Устройство для очистки забоя Шнековая очистка (шнеки, вращатель) Гидравлическая и пневматическая циркуляционная система (насос, компрессор, промывочный сальник) Шнековая очистка (шнеки, вращатель) Гидравлическая циркуляционная система (насос, сальник-вертлюг, устройства для приготовления раствора)
Привод две
Мачта Неразборная Складная
Форма мачты П-образная П-образная с открытой передней гранью А-образная с открытой передней гранью
Компоновка Моноблок, прицеп Моноблок, автомобиль ЗИЛ- 131, прицеп Моноблок, трактор ТТ-4М, прицеп Блочно-модульная автомобиль МАЗ -5337, прицеп
4. Параметры (типоразмер БУ) Грузоподъемность, кН 4 50 50 130 | 200
Мощность привода, кВт 5 45 88 125 | 125
Рис. 4.1. Установка УКБ-12/25-01:
1 - каретка с пружинным аккумулятором ; 2 - лебедка; 3 - стойка; 4 - подкос; 5 - цепь; 6 - рама; 7 - колесо в
сборе; 8 - вращатель; 9 - двигатель; 10 - центратор; 11 - ограждение шнека
что необходимо, в первую очередь, для взво-
да пружинного аккумулятора нагрузки на
забой, установленного на каретке. Каретка
вместе с вращателем перемещается по на-
правляющей на ход 1200 мм.
Направляющая стойка (мачта) состоит
из двух швеллеров, внутренние стороны кото-
рых служат для перемещения каретки, и ос-
нащена центратором для удобства проведе-
ния спуско-подъемных операций и бурения.
Таблица 4.3
Параметры установок для сейсморазведки и структурно-поискового бурения скважин
на нефть и газ
Наименование параметров Тип установки
УКБ- 12/25-01 УРБ-2А-2 УРБ-4Т УРБ-ЗА-З 1БА-15Н
Допускаемая нагрузка на крюке (элеваторе), кН (кГс), не более 5,5 550 50(5100) 50(5100) 130 (13000) 200 (20000)
Условная глубина бурения, м
структурно-поисковых скважин с промывкой 300 300 700 1000
сейсморазведочных скважин с промывкой - 100 100 - -
сейсморазведочных скважин с продувкой - 30 30 - -
Шнеками 15 30 30 - -
Диаметр бурения, мм, не более
начальный 190 190 245 245
конечный 93 93 93 93
Длина бурильной свечи номинальная, м 1 4,5 4,5 13,5 13,5
трубы бурильные 60,3 60.3 73 73
Скорость подъема бурового снаряда, м/с 0,5 0,1-1,25 0,1-1,25 0,3-1,3 0,2-1,3
Частота вращения бурового снаряда, с-1 (об/мин.) 1,33; 3,0 (80, 180) 2,2-5.12 (132-307) 2,2-5.12 (132-307) 1-5 (60-300) 1-5 (60-300)
Ход подачи, мм 1,2 5200 5200 600 600
Наибольший момент силы, Н-м, (кГс-м) 550(55) 2000(200) 2000(200) 7000 (700) 7000 (700)
Насос буровой(Тип) наибольшая объемная подача, м3/с (м3/мин) наибольшее давление на выходе, МПа (кГс/см2) НБ-50 0.011(11) 6,3(63) НБ-50 0.011(11) 6,3(63) НБ-50 0.011(11) 6,3(63) НБ-50 0.011(11) 6,3(63)
Компрессор(тип) наибольшая производи- тельность, м3/с (м3/мин) давление номинальное избыточное, МПа (кГс/см2) 4ВУ1- 5/9М1 0.083(5) 0,78(8) 4ВУ1- 5/9М1 0.083(5) 0,78(8)
Габаритные размеры, мм: в транспортном положении: длина ширина высота 1900 900 600 7850 2450 3400 7680 2500 3800 11750 2500 3800 10860 2500 3750
Полная масса бурового блока, кг 154 9600 16200 15100 15034
Рама представляет собой металлокон-
струкцию, на которой крепятся подкос и на-
правляющая стойка. Рама имеет отверстия,
через них металлическими штырями станок
крепится к грунту, а рама установки УКВ -
12/25 - в гнезда для присоединения колес.
Подкос состоит из телескопически связан-
ных друг с другом тяг, что обеспечивает из-
менение угла бурения.
Установка УРБ-2А-2 (рис. 4.2) предназ-
начена для проходки сейсмоскважин и
структурно-картировочного бурения. Она
может успешно применяться для инженер-
но-геологических изысканий и проходки не-
глубоких гидрогеологических скважин. Отли-
чительной особенностью установки является
разнообразие способов бурения (табл. 4.1) и
использование подвижного гидроприводного
вращателя. Все механизмы, входящие в уста-
новку, смонтированы на собственной раме,
прикрепленной к шасси автомобиля, и при-
водятся в действие от его двигателя.
Установка имеет перемещающийся по
мачте вращатель с гидроприводом, который
используется в процессе бурения, наращи-
вания бурильных труб без отрыва породо-
разрушающего инструмента от забоя и вы-
полняет совместно с гидроподъемником ра-
боту по спуску-подъему инструмента и его
подачу при бурении. С помощью вращателя
осуществляется также свинчивание - раз-
винчивание бурильных труб, благодаря че-
му отпадает необходимость в специальных
механизмах для этой цели.
Управление установкой полностью гид-
рофицировано, в том числе подъем-опускание
мачты, и сконцентрировано на пульте управ-
ления. Конструкцией установки предусматри-
вается возможность бурения скважин с очист-
кой забоя промывкой или продувкой, для чего
монтируется буровой насос или компрессор, а
также бурение шнековым способом.
Кинематическая схема установки пред-
ставлена на рис.4.3. Вращение от двигателя
автомобиля через коробку передач, коробку
раздаточную автомобиля и коробку отбора
мощности карданным валом передается на
ведущий вал коробки раздаточной буровой
установки. На выходных концах коробки раз-
даточной установлены масляные насосы, а
Рис. 4.2. Общий вид установки УРБ-2А-2:
1 - автомобиль; 2 - мачта; 3 - гидродомкрат;
4 - опора мачты передняя; 5 - талевая система;
6 - цилиндр подъема мачты; 7 - вращатель;
8 - каретка; 9 - элеватор; 10 - герметизатор;
11 - домкрат опорный; 12 - электрооборудова-
ние; 13 - управление; 14 - коробка отбора мощ-
ности; 15 - рама; 16 - установка бурового насоса;
17 - коробка раздаточная; 18 - гидросистема
(вместо насоса может быть смонтирован ком-
прессор)
Рис. 4.3. Кинематическая схема установки УРБ-2А-2:
1 - двигатель ЗИЛ-131; 2 - коробка передач автомобиля; 3 - коробка раздаточная автомобиля; 4 - коробка
отбора мощности; 5 - коробка раздаточная; 6 - насос 3102 112-03; 7 - насос НПл 12,5/16; 8 - насос буровой
НБ-50; 9 - компрессор 4ВУ1-5/9М1; 10 - гидромотор; 11 -вращатель; 12 - гидродомкрат подачи с талевой
системой
Рис. 4.4. Установка буровая УРБ-ЗАЗ:
1 - блок буровой (двигатель буровой, коробка
передач, лебедка, раздаточный редуктор и т.д.);
2 - мостки буровые; 3 - укрытие бурильщика; 4 -
рукав буровой; 5 - труба рабочая; 6 - вертлюг с
траверсой; 7 - укрытие верхового; 8 - установка
индикатора веса; 9 - домкраты переносные;
10 - брусья опорные; 11 - гидросмеситель;
12 - подсвечник
Рис. 4.5. Кинематическая схема установки УРБ-ЗА-З:
1 - двигатель; 2, 4, 12 - валы карданные; 3 - редуктор раздаточный; 5 - насос НБ; 6 - насос НШ; 7 - насос
аксиально-поршневой; 8 - боковой привод; 9 - лебедка; 10 - цепная передача; 11 - ротор; 13 - канат;
14 - индикатор веса; 15 - коробка передач; 16 - генератор; 17 - ременная передача.
также шкив с зубчатой муфтой включения
для привода посредством клиноременной пе-
редачи насоса бурового или компрессора.
Д ля привода вращателя служит гидромо-
тор. Перемещается вращатель по мачте при по-
мощи гидроцилиндра и талевой системы, обес-
печивающей удвоение хода. При работе на пя-
той скорости коробки передач и номинальных
оборотах двигателя автомобиля (1700 об/мин)
обеспечиваются паспортные значения скоро-
сти перемещения вращателя и частоты враще-
ния шпинделя, а также производительности
бурового насоса и компрессора, указанные в их
технических характеристиках.
В настоящее время выпускается ряд
модификаций этой установки на различных
транспортных базах: на тракторе (УРБ-4Т),
на КамАЗе (УРБ-2А-2Д).
Установка УРБ-ЗАЗ (рис.4.4) предназ-
начена для бурения структурно-поисковых
скважин вращательным способом с прямой
промывкой. Она может успешно применять-
ся для проходки гидроскважин. Установка
является одной из модификаций комплекса
унифицированных самоходных буровых аг-
регатов БА15. Кинематическая схема, мон-
таж основного оборудования на общей раме
позволяют устанавливать буровой блок на
различных транспортных базах (автомо-
биль, прицеп и т.д.).
Установка состоит из бурового блока,
смонтированного на шасси автомобиля типа
МАЗ, комплектующих узлов и устройств, а
также дополнительного оборудования.
На раме бурового блока размещены:
приводной автономный двигатель, складыва-
ющаяся мачта с направляющими под верт-
люг полатями для вертикальной установки
труб и опорными винтовыми домкратами для
разгрузки шасси автомобиля во время буре-
ния: раздаточный редуктор: коробка передач,
лебёдка, ротор, буровой насос, генератор, ги-
дравлические домкраты подъёма мачты, гид-
равлические и пневматические устройства,
электрическая система. Для облегчения вспо-
могательных работ установка оснащена сред-
ствами малой механизации. Кинематическая
схема установки приведена на рис. 4.5.
Привод генератора, бурового насоса,
лебёдки и ротора - от приводного двигателя
через карданные передачи, раздаточный ре-
дуктор и коробку передач. Ротор и лебёдка
имеют три прямых и один обратный диапа-
зоны скоростей вращения, изменение кото-
рых осуществляется вводом в зацепление со-
ответствующей пары шестёрен коробки пе-
редач. Буровая установка оснащена меха-
низмом для свичинвания-развинчивания
бурильных труб и может быть оборудована
гидравлическим механизмом подачи долота.
Управление установкой осуществляет-
ся с пульта, на котором расположены органы
оперативного управления и приборы кон-
троля процесса бурения.
4.2. Установки для бурения
глубоких разведочных
и эксплуатационных скважин
Установки для бурения глубоких разве-
дочных и эксплуатационных скважин по на-
значению могут быть разбиты на две группы:
- для бурения на суше;
- для бурения на море.
Среди установок для бурения на суше
можно выделить следующие группы:
- мобильные (передвижные) установки:
- для кустового бурения:
- стационарные буровые:
- для сверхглубокого бурения.
Внутри каждой группы установки раз-
личаются по типу привода, составу и компо-
новке оборудования, способу монтажа.
По типу привода выделяются установ-
ки с дизель-механическим, дизель-гидрав-
лическим, дизель-электрическим и электри-
ческим приводами.
В зависимости от способа монтажаус-
тановки подразделяются на крупноблоч-
ные, мелкоблочные, универсальные и блоч-
но-модульные.
По компоновке различают установки в
зависимости от расположения оборудова-
ния относительно оси скважины в плане и
по вертикали. Тип компоновочной схемы за-
висит от способа монтажа и перевозки, типа
привода, расположения скважин, условий
бурения. В особую группу выделяют уста-
новки с эшелонным расположением блоков.
По величине главного параметров соот-
ветствии с ГОСТ 16293-89 выделяется 11
классов буровых установок. Однако в послед-
ние годы по требованию буровых предприя-
тий появились установки с допускаемой на-
грузкой на крюке сверх требований ГОСТа, в
частности, выпускаются установки грузо-
подъемностью 140, 175, 225 т. Чтобы ограни-
чить появление большого разнообразия ма-
шин, Госгортехнадзор подтвердил в Правилах
безопасности в нефтяной и газовой промыш-
ленности, что параметры буровых должны
соответствовать ГОСТ 16293-89.
В России комплектные установки изго-
тавливаются в основном двумя компаниями:
Объединенными машиностроительными за-
водами (фирма ОМЗ-НГО) и Волгоградским за-
водом буровой техники (ВЗБТ). В советский пе-
риод существовало разделение, когда установ-
ки грузоподъемностью до 160 т включительно
производились на ВЗБТ, а установки от 200 т
и выше - на Уралмашзаводе (ныне фирма
ОМЗ-НГО). В настоящее время компании про-
водят самостоятельную техническую полити-
ку, в частности, ОМЗ-НГО выпускает полный
спектр буровых установок, начиная от мобиль-
ных грузоподъемностью 80 т и заканчивая ус-
тановками сверхглубокого бурения.
Следует отметить, что полный спектр
буровых установок производится только на
предприятиях ОМЗ. Аналогичный по широте
спектр буровых установок выпускает, помимо
ОМЗ, только одно предприятие в мире - это
американская корпорация «National О il well».
Распределение установок, выпускае-
мых в настоящее время, по грузоподъемнос-
ти и компаниям-изготовителям приведено в
табл. 4.4. Ниже представлена расшифровка
обозначения буровых установок Объединен-
ных машиностроительных заводов, буровое
оборудование которых наиболее широко
представленно в парке буровых предприя-
тий России и стран СНГ:
БУ 3200 / 200 ДЭР БМ - Ц
। Тип системы управления Ц - цифровая
Монтажеспособность: БМ - блочно-модульная;
У - универсальная;
П - передвижная;
М - мобильная;
Тип привода: Д-дизельный; ДГ-дизель-гидравлический;
Э-электрический; ДЭ - дизель-электрический;
ЭР-электрический регулируемый
Номинальная грузоподъемность (допускаемая нагрузка
на крюке) в тоннах
Условная глубина бурения (для труб диаметром 114 мм), м
Буровая установка
Таблица 4.4
Распределение установок по грузоподъёмности и компаниям-изготовителям
Компания-изготовитель Группы буровых установок Грузоподъемность, т Шифры типичных установок
80 100 125 160 200 225 250 320 400 500
ОМЗ 1.1. Мобильные (передвижные) + + 4- + + TD125-CA-A6 БУ2900/175ЭР
1.2. Кустовые + + + + БУ3900/225 ЭК-БМ
1.3. Стационарные + + + + + + + БУ8000/500 ДЭР
1.4. Морские + + + + + Уралмаш-5000/320ППЭМ
1.5, Сверхглубокие 4- Уралмаш-15000
ВЗБТ 2.1. Мобильные + БР-125
2.2. Кустовые + + + БУ2900/200 ЭПК-БМ
2.3. Стационарные + +• + БУ2900/175ДЭП
Кунгурский машиностроительный завод 3.1. Мобильные +• + +• АРБ-100
4.2.1. Мобильные
(передвижные) буровые установки
Характерными конструктивными при-
знаками мобильных (передвижных) устано-
вок является модульная компоновка, нали-
чие собственной транспортной базы и
встроенных транспортных устройств для пе-
ревозки модулей с помощью седельных тяга-
чей и подкатных тележек. Каждый модуль
представляет собой транспортную единицу
со всем необходимым оборудованием (техно-
логическое оборудование, коммуникации,
укрытия, устройства обогрева), прошедшую
полную заводскую сборку и готовую к монта-
жу и эксплуатации. Такое построение буро-
вых установок позволяет значительно со-
кратить сроки монтажа, демонтажа и пере-
возки оборудования.
К мобильным (передвижным) установ-
кам относятся буровые установки Объеди-
ненных машиностроительных заводов
•БУ2500/160 ДП-БМ, БУ2500/160ДЭР-П и
БУ 2900/175 ЭР-П (рис. 4.6 и 4.7). Перевоз-
ка модулей этих установок может осуществ-
ляться по дорогам общего пользования, а
сами модули оснащены гидродомкратными
устройствами, которые позволяют при мон-
таже обходиться без крановой техники.
Блок-модули монтируются на точке буре-
ния таким образом, что создаются общие
помещения, например, помещение цирку-
ляционной системы и помещение буровых
насосов. Перечень модулей представлен в
табл. 4.5.
Установки данного типа предназначе-
ны для бурения нефтяных и газовых сква-
жин турбинным или роторным способом, а
также могут применяться для освоения, ре-
монта и обслуживания скважин. Перспек-
тивной областью применения этих устано-
вок является бурение вторых стволов.
Комплектность установок приведена в
табл. 4.6.
Параметры передвижных буровых ус-
тановок приведены в табл. 4.7.
Буровая установка БУ 2900/175 ЭР-П
состоит из 17 модулей (рис.4.6, а, б, в). Часть
модулей изготовлена в трейлерном исполне-
нии. К ним относятся модули буровой пло-
щадки, буровой лебедки, насосов, пневмо-
компенсаторов, циркуляционной системы,
комплектного распределительного устройст-
ва, комплектного тиристорного устройства.
Модули имеют полную заводскую го-
товность, т.е. имеют все необходимое обору-
дование, коммуникации, укрытия, транс-
портное устройство под седельный тягач и
специализированную подкатную тележку и
проходят полную сборку и заводские испы-
тания. Три модуля вышки на месте монтажа
соединяются между собой 8 пальцами.
В собранном виде на точке бурения ус-
тановка состоит из трех основных блоков и
нескольких установленных отдельно моду-
Таблица4.5
Состав блок-модулей мобильных (передвижных) буровых установок
Наименование модулей Основные узлы модулей в буровых установках
БУ 2500/160 ДЭР-П | БУ 2900/175 ЭР-П БУУ 2500/160 ДПБМ
1. Модуль верхней секции вышки Несущая металлоконструкция модуля, талевая система, канатная лебедка, освещение, секция лестницы-стремянки, оттяжки
2. Модуль средней секции вышки Несущая металлоконструкция модуля, секция стояка манифольда, платформа верхнего рабочего, освещение, секция лестницы-стремянки
3. Модуль нижней секции вышки Несущая металлоконструкция модуля, секция стояка манифольда, верхнего освещение, гидропровод гидроцилиндров подъема вышки, секция лестницы-стремянки
4. Модуль буровой лебедки Буровая лебедка с электроприводом постоянного тока, дополнительный привод переменного тока, электрооборудование, отопительный агрегат, коммуникации, укрытие, устройство транспортное, гидродомкратное устройство Односкоростная лебедка, управление ленточным тормозом, вспомога- тельный тормоз, двухдизельный привод с гидромеханическими трансмиссиями с 4-мя прямыми скоростями и одной обратной, цепная спаривающая трансмиссия, глушители и искрогасители, коммуникации, укрытие, устройство транспортное, гидродомкратное устройство
5. Модули трансмиссии ротора Опорный модуль вышки со стойкой под вышку, встроенной коробкой передач трансмиссии ротора, карданные валы, модуль привода ротора с двигателем постоянного тока, телескопическими гидроцилиндрами подъема вышки и с рамой- аппарелью для размещения на ней модуля лебедки Рама-аппарель с разме- щенной на ней стойкой под вышку, трансмиссией ротора в виде улового редуктора и карданных валов, телескопическими гидроцилиндрами подъема вышки, транспортным устройством, коммуникациями
Окончание таблицы 4.5
Наименование модулей Основные узлы модулей в буровых установках
БУ 2500/160 ДЭР-П БУ 2900/175 ЭР-П БУУ 2500/160 ДПБМ
6. Модуль рабочей площадки Опорная рама, четыре телескопические стойки, рама подроторная, пол буровой пло- щадки, подсвечник, ротор с угловым редуктором, место установки ключа АКБ-4, отопи- тельные агрегаты, коммуникации, укрытие, устройство транспортное, гидродомкратное устройство .
7. Модуль грубой очистки Рама с емкостью, вибросита, пескоотделитель, илоотделитель, дегазатор, коммуникации, трубопроводы, отопительный агрегат, укрытие, электрооборудование, насосный агрегат, устройство транспортное, гидродомкратное устройство ।
8. Модуль тонкой очистки - Рама со стойками, центри- фуга, система шламо- удаления, трубопроводы, укрытие, электрообору- дование, насосный агрегат, устройство транспортное, гидродомкратное устройство -
9. Модуль приготовления Рама со стойками, смесительная воронка, трубопроводы, балка грузовая с электротельфером -
10. Модуль емкости промежуточный Рама с емкостью, коммуникации, трубопроводы, укрытие, электрооборудование, перемешиватели, устройство транспортное, гидродомкратное устройство
11. Модуль емкости приемный Рама с емкостью, коммуникации, перемешиватели, трубопроводы, отопительный агрегат, укрытие, электрооборудование, подпорные насосы, устройство транспортное, гидродомкратное устройство Рама с емкостью, комму- никации, перемешиватели, трубопроводы, отопитель- ный агрегат, укрытие, электрооборудование, смесительная воронка, подпорные насосы, устройство транспортное, гидро дом кратное устройство
12. Модуль буровых насосов № 1 Рама модуля, буровой насосУНБТ-600 с электроприводом, трубопровод высокого давления, всасывающий трубопровод, электрооборудование, пульт управления, отопительный агрегат, коммуникации, укрытие, устройство транспортное, гидродомкратное устройство Рама модуля, буровой насос УНБТ-600, двухди- зельный гривод со спари- вающей цепной трансмис- сией, клиноременная передача, трубопровод высокого давления, всасы- вающий трубопровод, электрооборудование, пульт управления, отопи- тельный агрегат, коммуни- кации, укрытие, устройство транспортное, гидродом- кратное устройство
13. Модуль буровых насосов № 2 Рама модуля, буровой насос УНБТ-600 с электроприводом, трубопровод высокого давления, всасывающий трубопровод, электрооборудование, пульт управления, отопительный агрегат, компрессор высокого давления, коммуникации, укрытие, устройство транспортное, гидродомкратное устройство Рама модуля, буровой насос УНБТ-600, двухди- зельный гривод со спари- вающей цепной трансмис- сией, клиноременная пере- дача, трубопровод высо- кого давления, всасыва- ющий трубопровод, комп- рессор высокого давления, электрооборудование, пульт управления, отопи- , тельный агрегат, коммуни- кации, укрытие, устройство транспортное, гидродом- кратное устройство
14. Модуль пневмокомпенсаторов Рама модуля, распределительное устройство с пневмокомпенсаторами, коммуникации, укрытие, устройство транспортное, гидродомкратное устройство
15.Модуль компрессорный Рама модуля, компрессоры, воздухоосушители, трубопроводы, воздухосборники, электрооборудование, коммуникации, укрытие, устройство транспортное, гидродомкратное устройство
16. Модуль комплектного тиристорного устройства Рама модуля, электрооборудование, коммуникации, блок-бокс, устройство транспортное, гидродомкратное устройство -
17. Модуль комплектного распределительного устройства Рама модуля, электрооборудование, коммуникации, блок-бокс, устройство транспортное, гидродомкратное устройство ..
18.Модуль моста приемного Корпус моста с толкателем трубы, модуль привода, электрооборудование, желоб наклонный Мост приемный со складными стеллажами, наклонный желоб, устройство транспортное
лей. К блокам относятся вышечно-лебедоч-
ный, насосный и циркуляционной системы.
Вышечно-лебедочный блок разме-
щается на фундаменте (рис.4.6, а.б). Отдель-
но размещаются модули: компрессорный,
комплектного распределительного устройст-
ва (КРУ) и комплектного тиристорного уст-
ройства (КТУ). Между модулями размещены
коммуникации воздуха, воды, пара. Кабели
силовые и управления размещены в желобах
кабельных трасс.
Вышечно-лебедочный блок (см. рис.
4.6, в) представляет собой разборное метал-
лическое основание, содержащее трейлер-
Таблица 4.6
Комплектность передвижных буровых установок
№ л.л. Узлы, агрегаты и механизмы установок Типоразмеры буровых установок
БУ 2500/160 ДЭР-П | БУ 2900/175 ЭР-П БУ 2500/160 ДПБМ
Силовые органы для создания нагрузок на инструмент при бурении
1 Ротор Р-700 с клиновым захватом
2 Механизм подачи долота Режим подачи электродвигателя лебедки Режим подачи электротормоза лебедки
Спуско-подъемный комплекс
3 Буровая лебедка ЛБУ 600ЭТ-3-П Односкоростная
4 Кронблок УКБ-5-200
5 Крюкоблок УТБК4-160 | УТБК4-175 УТБК4-160
6 Механизм крепления каната МКК
7 Клиновой захват ПКР 560М-ОР
8 Пневмораскрепитель Имеется
9 Ключ буровой АКБ-4
10 Расстановка бурильных свечей Ручная
Система циркуляции бурового раствора (система очистки забоя
11 Буровые насосы УНБТ-600
12 Манифольд Имеется
13 Вертлюг УВ-160МА 1УВ-175МА УВ-160 МА
14 Устройство очистки и хранения бурового раствора Имеется
15 Устройство приготовления бурового раствора Имеется
Б/ровые сооружения
16 Основание Самоподъемное
17 Вышка Наклонная, секционная, с открытой передней гранью
УМ175ОГ-Р |УМ175ОГ-Р |УМ160ОГ-Р
18 Средства монтажа и транспортирования Подъем вышки телескопическими гидроцилиндрами Седельные тягачи МАЗ-537Г с подкатными тележками
19 Оборудование для механизации Консольно-поворотный кран, червячные тали в модулях, вспомогательная лебедка, механизм ованный гр иемный мост
20 Привод буровых установок Индивидуальный от двигателей постоянного тока Индивидуальный дизельный
21 Системы управления Электрическая и пневматическая
Системы жизнеобеспечения
22 Укрытия Утепленные
23 Отопление Пароводушное
24 Освещение Основное и аварийное
25 Водоснабжение Имеется трубопровод
Таблица 4.7
Параметры передвижных буровых установок
Наименование параметров Буровая установка
БУ 2500/160 ДЭР-П БУ 2900/175 ЭР-П БУ 2500/160 ДПБМ
Допускаемая нагрузка на крюке, т 160 175 160
Условная глубина бурения, м 2500 2900 2500
Скорость подъема крюка, м/с 1,6 1,5 1,6
Диаметр отверстия в столе ротора, мм 700
Расчетная мощность привода ротора, кВт 370
Мощность бурового насоса, кВт 600
Высота основания, м 7,2 6,6
Расчетная мощность на входном валу буровой лебедки, кВт 600 550
Размеры барабана (диаметр х длина), мм 500x1190 I 450x1190
Наибольшая оснастка 4x5
Диаметр каната, мм 28
Диаметр шкивов (наружный), мм 1шкив-1000; 8 шкивов-760
Максимальное давление, развиваемое буровым насосом, МПа 35
Максимальная подача бурового насоса, л/с 50,9
Полезная высота вышки, м 31
Высота от уровня фундамента до кронштейна клинового захвата,м 6 6 5
Нагрузка на подроторные балки, т 160 175 160
Нагрузка на подсвечник, т 96 105 96
Номинальная длина бурильной свечи, м 18
Длина ведущей трубы, м, не более 12
Диаметр бурильных труб, мм 89, 114, 127, 146
Общий полезный объем циркуляционной системы, mj 120 | 90 | 120
ный модуль буровой площадки 1, подсоеди-
ненные к нему модули трансмиссии ротора 2
(модуль опорный и модуль гидроцилиндров
и привода ротора), вышку 3, 4, 5, установ-
ленную на модуль опорный, модуль буровой
лебедки.
Кинематическая схема буровой уста-
новки приведена на рис.4.6, г. Подъем инст-
румента массой до 32 т производится на бы-
строй передаче буровой лебедки с постоян-
ной скоростью 1,6 м/с. Подъем инструмента
массой от 32 до 85 т производится по кривой
постоянства мощности, плавно уменьшаю-
щей скорость подъема до 0,617 м/с. После
переключения коробки передач на тихую
скорость становится возможным подъем ин-
струмента массой более 85 т по кривой по-
стоянства мощности, также плавно умень-
шающей скорость подъема до 0,297 м/с при
массе инструмента 175 т.
Для привода ротора используется зуб-
чатая двухскоростная коробка передач, поз-
воляющая работать на первой передаче при
крутящем моменте на столе ротора от 0 до 30
кНм. При этом используется характеристика
постоянства мощности электродвигателя,
позволяющая плавно менять частоту враще-
ния стола от 232 до 139 об/мин. Для повы-
шения момента на столе используется вто-
рая передача, позволяющая плавно менять
его значение до 50 кНм.
Наклонная вышка с открытой перед-
ней гранью установлена на шарнирных ре-
Ротор Р700 с приводом
z=20
Редуктор ,
1Ц2У-355-16
Устанавливается только
при выходе из строя
электродвигателя М1
Электродвигатель
5АМ250М6УЗ N=55kBt
1000 об/мин
‘ Электродвигатель
X ДПП55/34-4К/Ч=630кВт
// 1000/1600 об/мин
Р°ДВ°Д д Б Подвод
воздуха воздуха
Стопорное устройство /
Рис. 4.6. Буровая установка БУ 2900/175 ЭР-П:
z=65
z=18
Zf26
Двигатель постоянного тока^ ^ ' :
N-бЗОкВт; п=1000/1500 об/мин (Д
\ ТГС-12-3-У1
Насосы УНБТ-600А с приводами
ТГС-12-3-У1
Двигатель постоянного тока
Н=630кВт; п=1000/1500 об/мин
ТГС-12-3-У1
в -план; г - кинематическая схема
гулируемых опорах на раму модуля опорного
с углом наклона 2,7 градуса. Подъем и опус-
кание вышки производится с помощью теле-
скопических гидроцилиндров. Вышка состо-
ит из мачты, платформы верхового рабочего
6 и четырех регулируемых опор. Мачта со-
стоит из трех модульных секций 3,4,5, осна-
щенных всеми необходимыми узлами и ком-
муникациями .
Модуль верхней секции 5 включает ме-
таллоконструкцию секции, кронблок с че-
тырьмя шкивами диаметром 760 мм и одним
Буровая вышка УМ 31/160-0ГР
Вертлюг УВ-160МА
Укрытия буровой площадки
Модуль буровой площадки
Модуль трансмиссии ротора
Тали ручные для монтажа ПВО
Модуль буровой лебедки и привода
Лестницы с площадками
Модуль приемного моста
со стеллажами
Рис. 4.7. Буровая установка 2500/160 ДП-БМ
выносным шкивом диаметром 1000 мм. На
кронблоке установлено страховочное уст-
ройство 7 для безопасного перемещения
верхнего рабочего по лестнице-стремянке.
Модуль включает кронблок с заправленным
талевым канатом диаметром 28 мм, монтаж-
ную тележку кронблока и канатную лебедку
8, на которой находится 600 м каната 9 диа-
метром 28 мм. На секции находятся необхо-
димое электрооборудование и шкивы подве-
ски машинных ключей, секция лестницы-
стремянки.
Модуль средней секции 4 состоит из ме-
таллоконструкций секции, стояка мани-
фольда с площадкой для его обслуживания,
электрооборудования, секции лестницы-
стремянки. Модуль приспособлен для разме-
щения платформы в двух положениях: для
бурильных свечей 16 и 18 м.
Модуль нижней секции 3 включает ме-
таллоконструкцию секции, установку пово-
ротных блоков для канатов пневмораскрепи-
теля и пневмосвинчивателя, нижнюю сек-
цию стояка манифольда, электрооборудова-
ние, гидропровод к подъемным телескопиче-
ским гидроцилиндрам, секцию лестницы-
стремянки.
Модуль буровой площадки включает
ротор Р-700 с угловым редуктором, подсвеч-
ник, буровой ключ АКБ-4, 12, пульт управле-
ния ключом, вспомогательную лебедку ЛВ-
44-2 10 и И, пост бурильщика 12, мягкое ук-
рытие на каркасе 13 и пневматический ме-
ханизм открывания ворот 14.
Верх буровой площадки с полом уста-
новлен на складных телескопических стой-
ках, имеющих встроенные телескопические
гидроцилиндры. Перед перевозкой модуля
верх его складывается, обеспечивая необхо-
димый дорожный габарит по высоте. На полу
буровой площадки размещены воздушно-ото-
пительные агрегаты. Низ буровой площадки
укрыт мягким укрытием и имеет для обогрева
два воздушно-отопительных агрегата.
Модуль трансмиссии ротора состоит из
модуля опорного и модуля привода ротора. На
раме модуля опорного трансмиссии ротора
размещена двухскоростная коробка передач
привода ротора, вертикальный карданный
вал от коробки передач к угловому редуктору
ротора и горизонтальный карданный вал от
коробки к двигателю постоянного тока ДПП
55/34-4К 630 кВт, расположенного на моду-
ле привода ротора. На модуле опорном раз-
мещены цилиндры пневмораскрепителя и
пневмосвинчивателя, а также металличес-
кие корзины с противовесами для подвески
машинных ключей.
Модуль привода ротора представляет
плоскую мощную металлическую раму, на ко-
торой кроме двигателя ротора размещаются
два трехступенчатых телескопических гидро-
цилиндра для подъема вышки в рабочее поло-
жение и механизм крепления неподвижного
конца талевого каната. На модуле привода ро-
тора устанавливается модуль буровой лебед-
ки 15. Модуль буровой лебедки содержит
мощную сварную раму с установленной на
ней буровой лебедкой ЛБУ-600ЭТ-3-П с зуб-
чатой коробкой передач и электродвигателем
постоянного тока ДПП 55/34-4К 630 кВт. Эле-
ктродвигатель лебедки работает в режимах
спуска, подъема, торможения бурильной ко-
лонны, а также в режиме регулятора подачи
долота. Аварийное торможение лебедки про-
изводится дисковым пневматическим тормо-
зом, размещенным на коробке передач. Для
аварийного подъема колонны труб рядом с
буровой лебедкой размещен дополнительный
привод с асинхронным двигателем и цепной
передачей на лебедку. Здесь же размещен
воздушно-отопительный агрегат, кабели и
шкафы электрооборудования, воздухопровод,
паропровод. Укрытие модуля выполнено из
трехслойных утепляющих панелей.
По торцам рамы установлены съемные
кронштейны транспортного устройства для
установки модуля на тягач и подкатную те-
лежку. На кронштейне под тягач размещено
гидродомкратное устройство для установки
на тягач. По кронштейнам и раме проложен
воздухопровод тормоза тележки и кабель
задних огней тележки. На противоположном
от стороны тягача конце рамы модуля по ее
бокам размещены монтажные катки, с помо-
щью которых модуль закатывается на раму
трансмиссии ротора.
Блок буровых насосов (см. рис.4.6, в) со-
держит трейлерные модули буровых насосов
№1, и №2, а также трейлерный модуль пнев-
мокомпенсаторов 18. Каждый из этих модулей
имеет элементы утепленных укрытий. При
стыковке всех этих модулей боковыми сторо-
нами на точке бурения образуется общее по-
мещение. Модули насосов №1 и №2 различа-
ются тем, что трансмиссии их приводов и ук-
рытия имеют зеркальное расположение.
Каждый из этих модулей включает ра-
му, буровой насос УНБТ-600, привод, систе-
му смазки насоса, транспортное устройство.
воздухопровод тормоза тележки, электрообо-
рудование с двигателем постоянного тока
630 кВт, всасывающий трубопровод, нагне-
тательный трубопровод, домкратное устрой-
ство, кран на 0,2 т, воздушно-отопительный
агрегат. Утепленная рама модулей имеет под-
доны для сбора пролитой жидкости с насо-
сом откачки. Модуль включает элементы па-
ропровода и пульт управления насосом.
Модуль пневмокомпенсаторов 18 на
точке бурения размещается между модуля-
ми насосов №1 и №2. Модуль содержит раму
с транспортным устройством и домкратным
устройством. На раме размещены установка
пневмокомпенсаторов с гидравлическим
распределительным устройством, нагнета-
тельный и всасывающий трубопроводы, па-
ропровод, электрооборудование, кабель зад-
них огней тележки, воздухопровод тормоза
тележки. В раме имеется поддон для слива
пролитой жидкости и насос с трубопроводом
для откачки этой жидкости. Предусмотрен
кран на 0,2 т для обслуживания пневмоком-
пенсаторов, компрессор высокого давления
для заправки компенсаторов
Блок циркуляционной системы 19 (см.
рис.4.6. в) состоит из четырех трейлерных
модулей циркуляционной системы: грубой
очистки, промежуточной емкости, приго-
товления раствора и приемной емкости. Сю-
да входят также растворопроводы, стойки
под них, грузовая балка под червячную таль
1 т, насосы для откачки пролитой жидкости,
соединители труб и клинья-фиксаторы по-
ложения модулей относительно друг друга.
Все модули циркуляционной системы содер-
жат рамы, транспортные и домкратные уст-
ройства. Имеющиеся на модулях элементы
утепленных укрытий образуют на точке бу-
рения общее помещение.
Модуль грубой очистки бурового раство-
ра 20 (см. рис.4.6.в) содержит раму, на кото-
рой установлен бак. На баке установлены ви-
бросито грубой очистки с пескоотделителем и
илоотделителем, дегазатор «Каскад-40». Мо-
дуль включает центробежный насос с элект-
роприводом, трубопроводы, электрооборудо-
вание, трубопроводы кабельных трасс, уров-
немер, плотномер. В элементы укрытия вхо-
дит съемная крыша с вентиляторами и де-
флекторами. Для соблюдения дорожного га-
барита при перевозках рама с аппаратами
очистки также выполнена съемной.
Модуль емкости промежуточной 21
включает раму, бак бурового раствора 30 куб.
м с механическими перемешивателями и бак
10 куб. м для приготовления бурового раство-
ра с гидравлическими перемешивателями,
центробежный насос с электроприводом.
Элементы укрытий имеют съемную крышу.
Модуль промежуточный (приготовле-
ния раствора) 22 включает раму с транс-
портным и домкратным устройствами. На
раме размещены: бак химреагентов, центро-
бежный насос с электроприводом, воронка
смесительная. Имеется балка грузовая и эле-
ктротельфер на 2,0 т для подачи с торца мо-
дуля глинопорошков в их таре, электрообо-
рудование, трубопроводы, трубопроводы ка-
бельных трасс, агрегат воздушно-отопитель-
ный. Модуль устанавливается между моду-
лями очистки и промежуточной емкости.
Модуль приемной емкости 23 содержит
раму с транспортным и домкратным устрой-
ствами. На раме размещен бак с механически-
ми перемешивателями, два подпорных цент-
робежных насоса с обвязкой, электрооборудо-
вание, трубопроводы кабельных трасс, трубо-
проводы раствора, уровнемер, плотномер. Ус-
тановка емкости доливной 27 (см. рис 4.6, б),
содержит утепленный бак 16 м3 на раме, часть
которой служит ходовой площадкой. Бак с ра-
мой установлены на высокой стойке таким об-
разом, что уровень ходовой площадки рамы
находится на уровне буровой площадки и од-
новременно служит для обслуживания бака и
прохода по ней к боковой лестнице у модуля
лебедки. Бак имеет паровой змеевик для обо-
грева раствора.
Модуль компрессорный 24 (см. рис 4.6,
в) содержит раму с транспортным и домкрат-
ным устройствами, утепленное укрытие, два
компрессора производительностью 6 м3 с эле-
ктроприводом, воздухоосушитель, электро-
оборудование. Вне укрытия размещены два
воздухосборника объемом по 2,7 м3 каждый.
Модуль содержит воздухопроводы, кабель
задних огней тележки, воздухопровод тормо-
за тележки.
Мост приемный, механизированный 25
(см. рис 4.6, в) включает ферму, являющуюся
основанием моста, блок с электроприводом,
наклонный желоб. Блок привода с фермой в
рабочем положении содержит толкатель,
размещенный на круглозвенной цепи и пере-
мещающийся по продольной прорези посре-
дине моста. Толкатель предназначен для пе-
ремещения бурильных труб вдоль моста и по
наклонному желобу. Управление мостом дис-
танционное. В рабочем положении к мосту
подсоединяются трубные стеллажи 26 трапе-
циевидного сечения, выполненные из труб.
Трейлерный модуль комплектного тири-
сторного устройства 28 (см. рис 4.6, в) пред-
назначен для преобразования переменного
тока от модуля комплектного распределитель-
ного устройства в постоянный ток для пита-
ния электродвигателей основных механиз-
мов. Модуль содержит блок-бокс с тиристор-
ным устройством, расположенный на раме.
Трейлерный модуль комплектного рас-
пределительного устройства, с площадками об-
служивания 29 (см. рис 4.6, в), содержит ряд
электрических устройств (высоковольтное ком-
плектно-распределительное устройство,
трансформаторы, фильтро-компенсирующее
устройство и др.), размещаемых на раме. Рама
включает транспортное устройство, домкрат-
ное устройство, воздухопровод тормоза подкат-
ной тележки и кабель задних огней тележки. В
модуль включены две ходовые площадки 30,
размещенные с боковых сторон модуля. В од-
ной из площадок встроены каналы-желоба для
кабелей. Все трейлерные модули снабжены
транспортными устройствами и домкратами.
Транспортное устройство имеет вид
двух Г-образных кронштейнов, крепящихся с
помощью пальцев к торцам рамы модуля.
Один кронштейн предназначен для установ-
ки под него подкатной тележки, на которую
он может опираться поперечной трубчатой
опорой. Другой кронштейн предназначен
для установки его на седло тягача, для чего у
него имеется опорная площадка со стержнем
для зацепа с седлом тягача. В кронштейн тя-
гача встраивается домкратное гидравличес-
кое устройство, предназначенное для подъе-
ма модуля на седло тягача. Оно содержит два
гидроцилиндра по бокам кронштейна, шар-
нирно опирающихся на одну общую опорную
плиту. К плите шарнирно подсоединены ры-
чаги-подводки, другим концом шарнирно со-
единенные с осями на боках рамы модуля.
Подвод гидрожидкости к цилиндрам произ-
водится через гидропровод домкрата от гид-
роагрегата, подсоединяемого к нему рукава-
ми через быстроразъемные соединения.
Установка модуля на подкатную тележ-
ку производится гидродомкратом, встроен-
ным в тележку. Гйдроцилиндр поднимает
грузовую балку до соприкосновения поса-
дочных мест с опорой кронштейна. Это по-
ложение закрепляется пальцевыми фикса-
торами, а на посадочные места тележки
надеваются хомуты с болтами. Тележка со-
единяется с кронштейном кроме хомутов
еще двумя поводками, за которые модуль тя-
нет тележку при транспортировке.
Установка комплектуется подкатной
тележкой (тележка специализированная
ЧМЗАП-8951) 31 (см. рис 4.6, б). Подкатная
тележка производства Челябинского завода
«Уралавтоприцеп», грузоподъемностью 30 т,
предназначена для перевозки модулей пере-
движных установок ОМЗ с использованием
седельных тягачей МАЗ-537Г, КЗКТ-7428.
Тележка содержит две оси с колесами, осна-
щенные шинами 18.00-25н.с 32 ГОСТ 26585
с внешним диаметром 1600 мм. Подвеска ко-
лес - зависимая четырехрессорная. Тележка
имеет встроенный гидродомкрат для подъе-
ма модуля в транспортное положение. Тор-
мозная система одно- или двухпроводная.
Для всех модулей буровой установки приме-
няется однопроводная система. Имеется ды-
шло для перевозки тележки и для размеще-
ния воздухопровода тормоза тележки и кабе-
ля ее задних огней.
Пост бурильщика 12 (см. рис 4.6, а)
включает основание, пульты электрического и
пневматического управления. На нем также
установлен показывающий пульт бурильщи-
ка, относящийся к системе технологического
контроля параметров бурения СГТ-микро. В
основании поста размещен пневматический
регулируемый амортизатор вибраций и змее-
вик парового подогрева пола поста. В составе
укрытия верха буровой площадки имеется на-
вес над постом бурильщика.
В состав гидрооборудования установки
включены два гидроагрегата с электропри-
водными насосами, системой управления и
регулирования, комплектом рукавов высоко-
го давления. Гидроагрегаты предназначены
для питания телескопических гидроцилинд-
ров подъема вышки и буровой площадки, а
также для обслуживания гидродомкратов
модулей и подкатной тележки при их монта-
же - демонтаже. Оба гидроагрегата взаимо-
заменяемы.
Лестницы с площадками 32 (см. рис
4.6, б), включают переднюю лестницу буро-
вой площадки у наклонного желоба и две ле-
стницы задние, опускающиеся с буровой
площадки к модулю лебедки. Все лестницы
снабжены перилами. С обеих сторон модуля
буровой лебедки установлены ходовые пло-
щадки с лестницами для схода.
Другое оборудование, не вошедшее в
модули, перечислено в табл. 4.5. Комплект
деталей межмодульных трубопроводов
включает трубы различного диаметра, фи-
тинги и шланги для подсоединения к паро-
вым и воздушным линиям модулей. Ком-
плект монтажных частей предназначен для
монтажа вышки и включает монтажные
стойки под секции вышки, лестницу.
Устройство эвакуации верхнего рабоче-
го 33 (см. рис 4.6, а) представляет собой ка-
бину, подвешенную на шкивах на грузовом
тросе, натянутом под углом к поверхности
земли. Один конец троса крепится к плат-
форме верхового, а другой - к раме на земле.
Кабина через обводные шкивы подсоедине-
на к двум концам тягового каната, который
частично навит на барабан лебедки, разме-
щенной на раме. На одном валу с барабаном
лебедки установлен гидродинамический
тормоз (замедлитель), наполненный гидро-
жидкостью. При перемещении кабины вниз
по грузовому тросу барабан лебедки начина-
ет вращаться от натяжения тягового каната.
Гйдродинамический тормоз при этом огра-
ничивает скорость передвижения кабины до
4 м/с. Для регулирования и остановки каби-
ны в ней предусмотрен ручной тормоз.
4.2.2. Установки для кустового
бурения серии ЭК - БМ
Строительство скважин кустовым спо-
собом имеет ряд существенных достоинств
экономического и социального характера, ко-
торые с каждым годом приобретают всё боль-
шее значение и способствуют всё более широ-
кому распространению этого способа в нашей
стране и за рубежом. К числу этих досто-
инств, прежде всего, следует отнести значи-
тельное сокращение материальных и трудо-
вых затрат на инженерное обустройство пло-
щадок под скважины, подъездных дорог к
ним и месторождений в целом, особенно в ус-
ловиях моря, заболоченности территорий и
бездорожья, где возникает необходимость со-
оружения искусственных оснований под
скважины и дорог специальных конструкций.
Значительно снижаются затраты на
вышкостроение, так как в период разбурива-
ния куста буровое оборудование передвига-
ется в пределах кустовой площадки в собран-
ном виде. Помимо этого, кустовой способ поз-
воляет улучшить баланс рабочего времени
буровой бригады, так как снижаются до ми-
нимума простои при перемещении оборудо-
вания на новую точку бурения (скважину).
Строительство скважин кустовым ме-
тодом составляет в настоящее время более
70 % от всего объёма эксплуатационного бу-
рения. Причём основной объём кустового бу-
рения приходится на долю Западной Сиби-
ри, где кустовое бурение скважин наиболее
широко распространено и является решаю-
щим экономическим фактором при освое-
нии нефтяных месторождений. Широкое
применение кустовой метод находит и при
строительстве газовых скважин.
Отдельными кустами считаются группы
из трёх скважин и более, расположенные на
специальных площадках и отстоящие одна от
другой или от отдельных скважин на расстоя-
нии не менее 50 м. Скважины в кусте могут
располагаться отдельно, парами и группами.
Их взаимное размещение разнообразно и за-
висит от предлагаемых методов эксплуата-
ции скважин, сроков строительства их, над-
земного и подземного оборудования и т.д.
Из сложившейся практики нефтедобы-
чи расстояния между скважинами должны
обеспечивать механизированную добычу
нефти с применением станков-качалок. Та-
кие условия при существующей конструк-
ции эксплуатационного и ремонтного обору-
дования обеспечиваются расстоянием меж-
ду скважинами, равным 5 м. При фонтанном
и газлифтном способах эксплуатации сква-
жин расстояние между ними может быть
уменьшено.
Специфика кустового строительства
скважин предопределила существование ос-
новных видов компоновок бурового оборудо-
вания. Первый заключается в том, что ком-
плекс бурового оборудования расчленяется
на две составляющие - подвижную и непо-
движную, или стационарную. Это позволяет
перемещать со скважины на скважину не
всё оборудование, а только часть (с помо-
щью которой осуществляется проводка
стволов скважин), т. е. вышку, ротор и ле-
бёдку с приводом к ним, приёмный мост,
стеллажи, инструментальную площадку и
т.д. Во втором случае со скважины на сква-
жину перемещается всё технологическое
оборудование буровой установки, включая
циркуляционную систему, буровые насосы,
коммуникации и т.д.
В практике вышкостроения передви-
жение вышечного блока в пределах куста
осуществляется двумя способами. Первый
заключается в том, что вышечно-лебёдоч-
ный блок после окончания строительства
скважины перевозится на другую площадку
с помощью гусеничных тяжеловозов. В этом
случае для него устраивается фундамент как
для стационарного оборудования. Второй
способ предусматривает перемещение блока
в кусте по специальным направляющим, вы-
полненным из труб или профильного метал-
ла (в последние годы для этих целей исполь-
зуют рельсовые пути, а буровые оснащают
колёсными тележками).
В настоящее время для бурения кусто-
вых скважин наиболее широко применяют-
ся буровые установки «Уралмаш 3000ЭУК»,
которые успешно эксплуатируются с 1978 г.
В последние годы созданы установки нового
поколения (серия ЭК-БМ), имеющие ряд осо-
бенностей конструкций и, в первую очередь,
блочно-модульную компоновку оборудова-
ния. Компоновка буровой установки из блок-
модулей заводской готовности позволяет
значительно упростить и ускорить первич-
ный монтаж и сократить длительность мон-
тажно-демонтажных работ при перемеще-
нии буровой установки с одной кустовой
площадки на другую.
Другой важной особенностью конст-
рукции нового поколения кустовых буровых
установок является эшелонное расположе-
ние бурового оборудования. За счет совмест-
ной компоновки вышечно-лебёдочного, на-
сосного блоков и циркуляционной системы
на единых направляющих (второй способ пе-
ремещения блоков) обеспечивается одновре-
менное передвижение в кусте всего комплек-
са оборудования, участвующего в бурении.
Созданный к настоящему времени ти-
поразмерный ряд кустовых буровых устано-
вок в блочно-модульном исполнении БУ
3200/200 ЭК-БМ, БУ 3900/225 ЭК-БМ, БУ
4000/250 ЭК-БМ, БУ 4500/270 ЭК-БМ пред-
назначен для кустового бурения эксплуата-
ционных скважин на нефть и газ:
- с глубинами бурения от 2 до 5 тыс.
метров;
- в макроклиматических районах с уме-
ренным климатом (при температурах на-
ружного воздуха от -45 °C до +40 °C);
- при разработке месторождений с со-
держанием сероводорода менее 6 %.
По конструктивному исполнению все
вышеперечисленные буровые установки се-
рии ЭК-БМ аналогичны и отличаются толь-
ко грузоподъемностью на крюке, высотой
основания (отметка пола буровой) и ком-
плектностью циркуляционной системы, оп-
ределяемой требованиями заказчика.
В конструкции буровых установок за-
ложены все основные положительные реше-
ния, проверенные многолетним опытом экс-
плуатации буровых установок для кустового
бурения типа БУ 3200/200 ЭУК на место-
рождениях Западной Сибири:
• бурение можно вести на грунтах с
низкой несущей способностью, и не требу-
ются укладка и нивелирование бетонных
плит;
• сроки разбуривания куста сокраща-
ются за счет исключения монтажных работ
при перемещении со скважины на скважину
всего эшелона, включая вышечно-лебедоч-
ный блок с комплектом бурильных труб, ус-
тановленных на подсвечниках;
• центрирование и выравнивание вы-
шечного блока осуществляются в процессе
бурения;
• полезная высота вышки позволяет
применение при бурении удлиненных квад-
ратов и наращивание бурильной колонны
свечами.
Кроме того, в конструкциях буровых ус-
тановок серии ЭК-БМ предусмотрено:
• блочно-модульное исполнение с по-
ставкой модулей и блоков высокой завод-
ской готовности, что сокращает время и
затраты по первичному и повторным мон-
тажам;
• транспортирование модулей буровой
установки с куста на куст осуществляется на
полуприцепах и транспортом общего назна-
чения;
• экологически чистое бурение за счет
исключения амбаров и утилизации бурового
раствора, исключения протечек бурового
раствора, воды и других жидкостей под бу-
ровую установку;
• оптимальный режим бурения выби-
рается за счет 100 % регулируемого приво-
да, который позволяет задавать различ-
ные сочетания числа оборотов ротора, по-
дачи бурового раствора и осевой нагрузки
на долото;
• электропривод лебедки обеспечивает
торможение при спуске бурильных и обсад-
ных колонн, а механический тормоз работа-
ет как стояночный и аварийный;
• привод ротора имеет тормозное уст-
ройство для бесступенчатой фиксации
стола ротора, что упрощает проводку на-
клонно направленных и горизонтальных
скважин.
Для создания комфортных условий ра-
боты помещения буровых установок имеют
утепленные полы, укрытия и отопительные
паровоздушные агрегаты с замкнутой систе-
мой циркуляции. Мягкими укрытиями за-
крыт низ бурового блока и всего эшелона. Ус-
тановки комплектуются котельной с водо-
подготовкой.
Для повышения качества приготовле-
ния и очистки раствора применена совре-
менная экологически чистая 4-ступенчатая
циркуляционная система в блочно-модуль-
ном исполнении с удалением шлама в кон-
тейнеры или амбары шнековым транспор-
тером.
Технические параметры и комплекта-
ция буровых установок приведены в табл.
4.8 и 4.9.
Технические параметры установок серии ЭК-БМ
Таблица 4.8
Наименование параметров Значение параметров для установок
БУ 3200/200 ЭК-БМ БУ 3900/225 ЭК-БМ БУ 4000/250 ЭК-БМ БУ 4500/270 ЭК-БМ
Допускаемая нагрузка на крюке, кН. (тс) 2000 (200) 2250 (225) 2500 (250) 2700(270)
Условная глубина бурения, м 3200 3900 4000 4500
Скорость подъема крюка, м/с 0,0 1,6
Расчетная мощность на входе в лебедку, кВт 750 900
Отметка пола буровой, м 8,5 9,89
Просвет для установки сборки превенторов, м 6,5 7,89
Диаметр талевого каната, мм 28 28 (с мет. сердечником'/ 32
Оснастка талевой системы 5*6
Диаметр отверстия в столе ротора, мм 700
Расчетная мощность привода ротора, кВт 630
Максимальная статистическая нагрузка на стол ротора, кН 5000
Статистический крутящий момент на столе ротора, кН м 57...65
Частота вращения стола ротора, обеспечиваемая приводом, об/мин 0,0...200
Мощность бурового насоса, кВт 950
Мощность дизель-электрического агрегата, кВт 200
Расстояние между скважинами в кусте ,м 5...15
Удельное давление направляющих на грунт, кгс/см2 1 1,2
Полезный объем раствора циркуляционной системы в эшелоне, м3 160...200 | 160 200
Количество ступеней очистки, шт. 4
Условный проход манифольда, мм 76...100
Таблица 4.9
Комплектация буровых установок кустового бурения серии ЭК-БМ
Узлы, агрегаты и механизмы буровых установок Комплектность для типоразмеров буровых установок
БУ 3200/200 ЭК-БМ БУ 3900/225 ЭК- БМ БУ 4000/250 ЭК- БМ БУ 4500/270 ЭК- БМ
1 2 3 4 5
Силовые органы для создания нагрузок на инструмент при бурении
Ротор, тип Р-700
Регулятор подачи долота, тип РПДЭ в составе буровой лебедки
Привод РПДЭ Электродвигатель постоянного тока мощностью 90 кВ
Спуско-подъемный комплекс
Буровая лебедка, тип ЛБУ-750-СНГ ЛБУ-900 ЭТ-ЗА
Количество основных электродвигателей, шт. Один
Элементы талевых систем: Кронблок, тип УКБ-6-300 УКБ-6-325
Крюкоблок, тип УТБК-5-225 УТБК-5-270
Наружный диаметр шкивов, мм 1000 1120
Механизм крепления неподвижного конца талевого каната Имеется
Устройства захвата труб для подъема Комплект штропов 250 х 2000, ручные элеваторы Комплект штропов 270 х 2000, ручные элеваторы
Клиновой захват, тип ПКР560М-ОР
Пневмораскрепитель, шт 1
Ключ буровой автоматический, тип АКБ-4 АКБ-4 КБГ-2 АКБ-4 КБГ-2 По дополни- тельному соглашению
Гидравлическая система очистка забоя:
Устройства для приготовления и очистки раствора ЦС 3200/200ЭК- БМ ЦС 3900/225 ЭК-БМ ЦС 4000/250 ЭК-БМ ЦС 4500/270 ЭК-БМ
Буровые насосы, тип УНБТ-950А2
Количество буровых насосов, шт. 2
Степень регулирования подачи, % 100
Вертлюг, тип УВ-250МА УВ-270МА
Манифольд нагнетательный Комплект
Стояк манифольда Одинарный Двойной
Буровые сооружения
Основания вышечно- лебедочного блока Рамы модулей, образующих вышечно-лебедочный блок. Площадки, образующие второй пол ВЛБ, имеют теплоизоляцию
Основания блоков ЦС, насосов,электрооборудования Рамы модулей, образующих соответствующие блоки, рамы первого этажа модулей ЦС и насосов, имеют теплоизоляцию
Вышка, тип УМ45/225-Р УМ45/250-Р УМ45/270-Р
Устройство для перемещения Гидравлического типа на колесах и роликах по рельсам направляющих балок
Устройство для выравнивания вышечно-лебедочного блока в процессе бурения От встроенных гидродомкратов
Максимальная высота выравнивания на каждую сторону, мм 500
Оборудование для механизации трудоемких вспомогательных работ:
Для обслуживания мостков Кран консольно-поворотный 3.2-8-ЗК-У1, 1шт
Для обслуживания мостков и буровой площадки Лебедка вспомогательная ЛВ-50 В
Для обслуживания модуля пневмокомпенсаторов. Кран консольно-поворотный г/п 0,2 т- 1 шт
Для обслуживания буровых насосов Кран консольно-поворотный г/п 1,0 т-2 шт.
Для обслуживания модулей приготовления и подпорных насосов Таль электрическая передвижная г/п 2 т- 2 шт.
Для обслуживания ПВО на устье скважины Таль ручная передвижиная г/п 5 т -2 шт г/п 8 т -2 шт
Монорельс для подвески тали г/п 5 т - 2 шт. Для подачи ПВО к устью скважины
Для обслуживания компрессорного блока Монорельс с ручной передвижной талью г/п 1 т - 1 шт.
Окончание таблицы 4.9
1 2 | 3 | 4 | 5
Для обслуживания шнекового транспортера и вертикальных шламовых насосов при забуривании скважины Таль ручная передвижная г/п 3,2 т- 2 шт.
Подача труб на стеллажах Приемный мосте механизмом подачи труб со стеллажей на горизонтальную часть
Длина приемного моста, м 14
Ширина, м 2
Механизм подачи труб Шлепперного типа
Привод механизма подачи Пневмоцилиндры
Угол наклона желоба 40
Приводы буровых установок:
Приводы ротора, буровой лебедки, буровых насосов Индивидуальные от электродвигателей постоянного тока, питаемые от тиристорных преобразователей
Тип трансмиссии привода буровой лебедки Зубчатая двухскоростная коробка передач
Трансмиссия привода ротора Карданная передача
Трансмиссия привода насоса Клиноременная передача
Системы управления:
Система управления приводами ротора, буровой лебедки, буровых насосов Аналоговая с использованием пневматических систем Аналоговая или цифровая на базе микропроцес- сорной техники с использо- ванием пневматических систем Цифровая на базе микропроцес сорной техники с использованием пневматических систем
Пул ьт бурил ьщи ка Комбинированный электропневматический
Питание системы пневмоуправления От компрессорного блока
Количество компрессоров АВШ ,шт. 2
Системы жизнеобеспечения:
Укрытия: Буровой площадки Из трехслойных панелей с теплоизоляцией
Низа буровой площадки Комбинированное из трехслойных панелей, профнастила и ткани на основе капрона
Буровой лебедки Из трехслойных панелей
Модулей ЦС и буровых насосов Из модульных трехслойных панелей с жесткими крышами
Низа эшелона модулей ЦС и насосов Из ткани на основе капрона
Отопление: Помещений и блоков Паровое от котельной с замкнутой циркуляцией Паровые воздушно-отопительные агрегаты
Резервное, при пуско- наладочных работах Электрокалориферы
Местный обогрев рабочих мест и технологического оборудования Паровые регистры и змеевики
Температура на рабочих местах в зимнее время, не ниже +5 °C
Количество котлов ПНК-2М, шт. 2...3 3
Освещение: Рабочее напряжение 220 В Согласно нормативам
Эвакуационное напряжение 12 В От аккумуляторных батарей
Состав установок
и краткое описание конструкции
За основу компоновки оборудования
установок принято эшелонное расположе-
ние блоков. Оборудование размещено в сле-
дующих основных блоках (рис. 4.8): прием-
ный мост 1, вышечно-лебедочный блок 2,
блок циркуляционной системы 3, насосный
блок 4, компрессорный блок 5, блок электро-
оборудования 6, энергоблок 7, котельная 8,
блок дополнительных емкостей 9, блок водо-
нефтяной емкости 10, блок секционных
внешних трубопроводов 11.
В свою очередь, блоки расчленяются на
модули высокой заводской готовности, со-
стоящие из рам, с установленным на них
оборудованием и коммуникациями, включа-
ющими кабельные изделия, воздухопрово-
ды, паропроводы, водопроводы, трубопрово-
ды гидравлической системы.
Блок - модули вписываются в железно-
дорожный габарит, имеют массу 30 - 40 тонн
и длину не более 12 метров. Все блоки, кроме
котельной, дополнительных емкостей, водо-
нефтяной емкости, энергоблока и приемного
моста установлены на ходовые колеса, роли-
ки и в процессе бурения скважин в кусте пе-
редвигаются по направляющим балкам 12.
Вышечно - лебедочный блок передвига-
ется с одной точки на другую в кусте скважин с
комплектом бурильных труб, установленным
на подсвечниках. Блоки, образующие эшелон,
соединены между собой винтовыми тягами и
осями. Коммуникации между блоками выпол-
нены на быстроразъемных соединениях.
Привод основных механизмов осуще-
ствляется от электродвигателей постоянного
тока, питаемых через тиристорные преобра-
зователи от промышленной сети напряжени-
ем 6,3 кВ, предусмотрена работа электродви-
гателя лебедки в режиме рекуперативного
торможения при спуске бурильных и обсад-
ных колонн.
Управление главными механизмами ус-
тановок выполнено с применением аналого-
вой системы управления или цифровой сис-
темы на базе микропроцессорной техники.
Монтаж установок серии ЭК-БМ
Монтаж сводится к установке блоков,
модулей, стыковке блоков и коммуникаций,
выверке и центровке механизмов, кинемати-
чески связанных между собой, наладке ме-
ханизмов и систем управления, опробова-
нию механизмов на холостом ходу без на-
грузки и т. д. Для монтажных работ рекомен-
дуется применять краны грузоподъемнос-
тью от 15 до 70 тонн.
Определяя последовательность веде-
ния монтажных работ, необходимо иметь в
виду следующее:
• основание вышечно-лебедочного бло-
ка при монтаже должно опираться через
винтовые опоры на направляющие балки,
ходовые колеса при этом разгружены;
• остальные блоки ходовыми роликами
опираются на рельсы направляющих балок;
• подъем вышки осуществляется от
РПДЭ лебедки только после жесткого закреп-
ления основания вышечно-лебедочного бло-
ка к направляющей, что необходимо для со-
здания противовеса при подъеме вышки;
• за базовую ось при монтаже принима-
ется ось первой скважины.
Рекомендуемая последовательность
первичного монтажа:
1. Монтаж вышечно-лебедочного блока:
• установить и скрепить направляю-
щие (не менее двух балок по длине), выдер-
жав базовый размер от начала направляю-
щих до оси первой скважины;
• установить на направляющие блоки
механизма перемещения № 1 и № 2 (блоки
должны опираться через винтовые опоры);
• установить на блоки механизма пере-
мещения модули левого и правого лонжеро-
нов, закрепить болтами и раскрепить винто-
выми тягами;
• установить и соединить с направляю-
щими и блоками механизма перемещения
гидроцилиндры перемещения, состыковать
коммуникации (гидросистемы, пара, кон-
денсата, воздуха, электрокабелей);
• установить и закрепить снизу к моду-
лям лонжеронов двутавровую балку подвес-
ки тали грузоподъемностью 5 тонн для зата-
скивания противовыбросового оборудова-
ния к устью скважины;
• установить и закрепить к модулям лон-
жеронов устройство обогрева устья скважины;
• установить теплоизолированные пло-
щадки, организующие второй пол;
• установить и закрепить ферму перед-
нюю с проставками;
• установить и закрепить ферму зад-
нюю с проставками;
• собрать двутавровые балки с талями
ручными передвижными червячными грузо-
подъемностью 5 т, установить и закрепить
их к передней и задней фермам;
• установить на двутавровые балки
поддон с воронкой;
• установить на второй пол в подротор-
ном пространстве площадку переходную и
ограждения (перила);
• состыковать коммуникации;
• установить в лебедочной части мо-
дуля площадку с вентилятором, площадку
под лебедкой;
• смонтировать модуль буровой лебедки;
• смонтировать модуль площадки с эле-
ктрошкафами;
• смонтировать модуль ротора с приводом;
• смонтировать модуль управления:
• смонтировать модуль вспомогатель-
ной лебедки;
• состыковать межмодульные коммуни-
кации;
• смонтировать укрытие буровой пло-
щадки;
• смонтировать укрытие низа буровой
площадки;
• смонтировать устройство для подъе-
ма вышки и вышку в горизонтальном поло-
жении;
• оснастить талевую систему;
• подвести электропитание от энерго-
блока к КТУ и от КТУ к электродвигателю ре-
гулятора подачи долота и к выносному пуль-
ту управления для подъема вышки;
• произвести подъем вышки;
• провести центровку вышки;
• смонтировать укрытие лебедки;
• смонтировать доливную емкость,
кран косольно-поворотный грузоподъемнос-
тью 3,2 т, лестницы и площадки;
• смонтировать стеллажи, модуль при-
емного моста, модуль наклонного желоба.
2. Монтаж блоков циркуляционной си-
стем, насосов и электрооборудования:
• пристыковать балки направляющей
на необходимую длину;
• установить на рельсы направляющей
модули первого этажа, начиная с модулей
очистки ЦС и заканчивая модулями насос-
ного блока, электрооборудования и компрес-
сорным блоком;
• установить между модулями межмо-
дульное боковое уплотнение и состыковать
модули винтовыми тягами;
• выполнить стыковки коммуникаций
пара, конденсата, воды, воздуха, всасываю-
щих, нагнетательных и других трубопрово-
дов ЦС по первому этажу;
• установить на модули кронштейны
(балки) опор желобов электрокабелей;
• разложить и закрепить к кронштей-
нам желобы с электрокабелем;
• выполнить электромонтаж по перво-
му этажу;
• смонтировать модули второго этажа
очистки ЦС;
• выполнить разводку и стыковку ком-
муникаций сливного желоба, перетоков и
других трубопроводов по второму этажу;
• выполнить электромонтаж по второ-
му этажу;
• смонтировать и закрепить крышные
панели модулей ЦС и насосов;
• смонтировать и закрепить крышные
панели модулей очистки ЦС (третий этаж);
• установить нащельники в стыках
крыш и стеновых панелей между модулями;
• смонтировать укрытие низа насосно-
емкостных модулей.
3. Провести монтаж котельной, водо-
нефтяной емкости, блока дополнительных
емкостей.
4. Смонтировать трубопровод от ко-
тельной до буровой установки.
Монтаж модулей ЦС насосов, электро-
оборудования котельной, водонефтяной ем-
кости, блока дополнительных емкостей мож-
но вести параллельно с монтажом вышечно-
лебедочного блока.
4.2.3. Стационарные
буровые установки
К стационарным буровым установкам
относятся комплектные буровые установки
(БУ) и наборы бурового оборудования (ИБО),
которые, как правило, сооружаются на спе-
циальном фундаменте и при демонтаже раз-
бираются на блоки и агрегаты и перевозятся
с помощью обычных или специальных
транспортных средств.
Стационарные установки Объединен-
ных машиностроительных заводов выпол-
няются с дизельным (Д), дизель-гидравличе-
ским (ДГ), электрическим приводами пере-
менно-постоянного тока (Э) и регулируемым
электроприводом постоянного тока с пита-
нием либо от промышленных сетей (ЭР), ли-
бо от дизель-электрических станций (ДЭР).
Такой комплекс приводов позволяет приспо-
собить оборудование к любым условиям про-
водки скважин.
Характерными конструктивными при-
знаками этих установок являются:
• высокая приводная мощность испол-
нительных механизмов;
• высокая степень механизации основ-
ных и вспомогательных работ, например, за
счет применения комплекса механизмов ав-
томатизации спуско-подъемных операций
(АСП) обеспечивается сокращение времени
на их проведение до 40 %;
• возможность выбора оптимальных
режимов бурения благодаря бесступенчато-
му плавному регулированию от 0 до 100 %
приводных систем;
• легкость управления и удобство в экс-
плуатации;
• комплектация установок укрытиями в
холодном (из профнастила) или утепленном
исполнении (сандвич) с системами обогрева
рабочих помещений создает комфортные ус-
ловия для обслуживающего персонала.
Установки обладают универсальными
монтажно-транспортными качествами и, в
зависимости от требований заказчика, мо-
гут перевозиться:
• крупными блоками на специальных
транспортных средствах (тяжеловозах);
• мелкими блоками на трейлерах или
платформах типа ПП-40Бр;
• поагрегатно на транспорте общего на-
значения.
Типичным примером стационарной бу-
ровой установки является установка ОМЗ
БУ8000/500ДЭР. Установка предназначена
для бурения нефтяных и газовых скважин
глубиной до 8000 м в макроклиматических
районах с умеренным климатом - У, катего-
рии 1 по ГОСТ 15150-69 (-45 °C...+45 0 С). Ус-
тановка имеет наиболее современный ди-
зель-электрический привод (ДЭР), обеспечи-
вающий плавное регулирование параметров
основных рабочих органов.
Оборудование буровой установки БУ
8000/500 ДЭР состоит из следующих основных
частей: вышечного блока; лебедочного блока;
приемного моста механизированного со стел-
лажами; насосного отделения; отделения обо-
рудования циркуляционной системы (ЦС).
Кроме того, в состав установки входит
ряд более мелких блоков: компрессорный,
блок комплектного тиристорного устройст-
ва, блок сопротивлений, блок комплектного
распредустройства и т.д.
Расположение оборудования
БУ8000/500 ДЭР представлено на рис. 4.9.
Вышечный блок состоит из вышки,
основания вышечного блока и талевой сис-
темы, включая все оборудование, располо-
женное в пределах этих конструкций.
Основание вышечного блока пред-
ставляет собой пространственную конструк-
цию, состоящую из рам правой и левой, двух
поперечных балок, на одной из которых рас-
положены блоки, входящие в механизм
подъема. В состав основания вышечного
блока входят подсвечники для ручной и ме-
ханизированной расстановки труб, стойки,
площадки, опоры и т. п. На нижней опорной
поверхности левой и правой рам вышечного
основания устанавливаются балки с ручны-
ми талями грузоподъемностью 8 тс для об-
служивания превенторного оборудования.
На буровой площадке с отметкой пола
10 м смонтированы металлическое укрытие,
а также опорные тумбы для крепления ног
вышки к основанию вышечного блока. Кон-
струкция тумбы позволяет производить фик-
сацию ног вышки на требуемой высоте при
центрировании вышки. Укрытие буровой
площадки состоит из панелей, желобов, на-
щельников. Панели выполнены из профиль-
ного и листового проката, гофрированного
листа, трехслойных стеновых панелей. Со
стороны приемного моста в укрытии предус-
мотрены ворота, открывающиеся с помощью
механизма открывания ворот. Управление
механизмами производится с пульта, уста-
новленного здесь же, на буровой площадке.
На буровой площадке расположены:
- ротор Р700 с ПКР БО 700;
- привод ротора;
- стационарный гидравлический ключ
КБГ-2;
- пульт управления ключом КБГ-2;
- вспомогательная лебедка ЛВ-50 с
двумя пультами управления;
- приспособление для расстановки УБТ
на ручной подсвечник;
- пост бурильщика;
- подсвечники для механической и руч-
ной расстановки бурильных труб;
- узлы подвески машинных ключей;
- пневморас крепитель;
- устройство обогрева;
- воздухопровод АСП и другое оборудо-
вание.
Для обслуживания ПКР и превенторов
под вышечным основанием на нулевой от-
метке устанавливаются площадки, конст-
рукция которых позволяет реализовать мно-
говариантную их компоновку по высоте в за-
висимости от типа превентора.
Ротор с клиновым захватом уста-
новлен в центральной раме на подроторных
балках. Ротор предназначен для механичес-
кого вращения бурильного инструмента и
удерживания колонны бурильных и обсадных
труб на весу при свинчивании или развинчи-
вании в процессе спуско-подъемных опера-
ций. Привод ротора индивидуальный. Пере-
дача мощности осуществляется от электро-
двигателя постоянного тока, что позволяет
бесступенчато регулировать частоту враще-
ния стола ротора. Электродвигатель соеди-
нен эластичной муфтой с трансмиссионным
валом и смонтирован с ним на одной раме.
Трансмиссионный вал соединяется с валом
ротора карданным валом. Рама привода кре-
пится к основанию болтами. В приводе рото-
ра предусмотрено тормозное устройство для
бесступенчатой фиксации стола ротора.
Рядом с ротором находится буровой ги-
дравлический ключ КБГ-2 для свинчивания
и развинчивания бурильных и обсадных
труб. Управление производится с пульта. С
другой стороны ротора имеется место для
шурфа, который предназначен для хранения
квадратной штанги с вертлюгом в период вы-
полнения спуско-подъемных операций.
Вспомогательная лебедка служит
для подъема и подтаскивания труб и другого
инструмента с мостков, для установки утя-
желенных труб на ручной подсвечник, а так-
же для других вспомогательных работ по
подъему, подтаскиванию грузов и по рас-
креплению и докреплению бурильной колон-
ны. Управление лебедкой осуществляется с
Рис. 4.9. Установка буровая БУ 8000/500 ДЭР:
1 - вышка буровая УМ 4-45/500АР; 2 - мост приемно-механизированный; 3 - лебедка канатная; 4 - желоб ава-
рийного спуска; 5 - ротор Р-700 с ПКР БО 700; 6 - привод ротора; 7 - ключ буровой универсальный КБГ-2;
8 - манифольд; 9 - вертлюг УВ-450МА; 10 - лебедка ЛБУ-1500ЭТ-3; 11 - воздухопровод высокого давления;
12 - лебедка вспомогательная с пультом управления; 13 - энергоблок; 14 - насос буровой УНБТ-1180А (3 шт);
15 - электропривод бурового насоса (3 шт); 16 - отделение циркуляционной системы; 17 - кран поворотный
КПМ-6,3; 18 - укрытия; 19 - узлы пневмоуправления; 20 - блок дизель-генераторов с модулем управления;
21 - установка топливо-масляная ТМУ-50; 22 - пост бурильщика; 23 - механизм крепления каната; 24 - кабина
управления буровыми насосами; 25 - блок ЗИПа и ремонта; 26 - мастерская
двух пультов, один из которых находится на
самой лебедке, а второй пульт, дублирующий,
располагается на отдельной площадке, с ко-
торой можно наблюдать работу на мостках.
Приспособление для расстановки
УБТ предназначено для механизации уста-
новки и снятия с подсвечника ручной расста-
новки УБТ. Диаметры устанавливаемых труб
203-299 мм. Сборочные единицы приспособ-
ления размещены на основании вышечного
блока и платформе, подвешенной к вышке на
высоте 22 м от пола буровой. На платформе
расположены ролики, стойка с ручной лебед-
кой, которая служит для подтягивания верх-
него конца свечи УБТ. На металлоконструк-
циях основания вышечного блока установле-
на опора с поворотным блоком, которая пред-
назначена для направления движения бук-
сирного каната при отклонении нижнего кон-
ца свечи УБТ от центра скважины при уста-
новке ее на подсвечник ручной расстановки.
Пост бурильщика представляет со-
бой комплекс оборудования, смонтирован-
ного на своей площадке, которая находится
над полом буровой на высоте 280 мм, что
удобно для размещения под ней всех комму-
никаций (воздухопровода, кабелей, системы
обогрева). Пост бурильщика имеет навес. С
поста бурильщика осуществляются основ-
ные операции управления буровой установ-
кой: спуск, подъем, вращение бурильного
инструмента, подача инструмента на забой,
наблюдение за работой оборудования и при-
борами контроля процессов бурения.
В состав поста бурильщика входят:
- пульт бурильщика пневматический
для управления кулачковой муфтой и пнев-
моцилиндрами лебедки, пневмораскрепите-
лем, клиньями автоматического элеватора и
другими механизмами;
- кран управления клиньями ротора;
- пульт бурильщика электрический для
управления приводами ротора, лебедки, ре-
гулятора подачи долота и аварийного отклю-
чения насосов;
- пульт контроля параметров при буре-
нии, промывке скважины и при выполнении
спуско-подъемных операций.
Основание вышечного блока по пери-
метру от нулевой отметки до пола буровой
имеет укрытие. Со стороны лебедки укрытие
выполнено из утепленных секций - 3-слой-
ных плит Со стороны приемного моста в ук-
рытии на всю высоту предусмотрены створ-
ки-ворота для затаскивания превенторного
оборудования. Для обогрева превенторного
оборудования в буровом блоке предусмотре-
ны регистры труб, в которые подводится пар
или горячая вода.
Для ведения документации и кратковре-
менного отдыха буровой бригады в составе ус-
тановки имеется блок-бокс, который крепит-
ся к раме основания вышечного блока.
Вышка состоит из башни, балконов с
подкосами, к которым крепится корпус ме-
ханизма расстановки свеч с оборудованием
комплекса АСП, платформа для ручной рас-
становки свеч, удерживаемой подкосами,
площадки для обслуживания стояка мани-
фольда, устройства против падения буриль-
ных труб. На вышке предусмотрено два по-
ложения корпуса механизма расстановки
свечей, что позволяет работать с трубами
отечественного и импортного производства.
Устойчивость вышки при ветре обеспечена
конструкцией ног (раздвоенность ног в ниж-
ней части), поэтому дополнительного креп-
ления вышки оттяжками не требуется.
Башня представляет собой четырехо-
порную конструкцию, состоящую из двух
пар ног, соединенных внизу через опорные
тумбы с основанием вышечного блока, а в
верхней части - тягами и рамой кронблока.
Каждая нога состоит из четырех прост-
ранственных четырехгранных секций, со-
единяемых между собой с помощью высоко-
прочных болтов. Внутри ног вышки встрое-
ны лестницы-стремянки с переходными
площадками по всей длине ноги, с продолже-
нием для выхода на кронблок, для доступа в
ноги вышки предусмотрены наружные лест-
ницы-стремянки с пола буровой и площадки
укрытия. Переходные и промежуточные
площадки в ногах вышки используются как
площадки для обслуживания оборудования,
расположенного на вышке.
На головной части вышки расположен
кронблок УКБА-7-600, состоящий из трех-
шкивной и четырехшкивной секций, вынос-
ных шкивов и вспомогательных шкивов для
работы со вспомогательной лебедкой. На ра-
ме кронблока устанавливаются поворотное
устройство комплекса АСП-ЗМ5-500, амор-
тизаторы направляющих канатов центрато-
ра и козлы. К кронблоку с помощью каната
подвешен талевой блок УТБА-6- 500. Данные
узлы образуют талевую систему. Неподвиж-
ный конец талевого каната закреплен на
специальном механизме, а подвижный - на
барабане лебедки. Талевая система служит
для ведения спуско-подъемных операций.
Комплекс АСП-ЗМ5-500 предназна-
чен для механизации и частичной автомати-
зации спуско-подъемных операций. Ком-
плекс АСП обеспечивает:
• совмещение по времени операций по
спуску, подъему бурильной колонны с опера-
циями по установке свеч на подсвечник или
переносу их с подсвечника на центр скважи-
ны и с операциями свинчивания и развин-
чивания свечи с бурильной колонной;
• механизацию установки свечи на под-
свечник и выноса ее к центру скважины;
• автоматизированный захват и осво-
бождение колонны бурильных труб;
• сокращение времени СПО в среднем
на 30-40 % по сравнению с машинами, не ос-
нащенными АСП.
Комплекс АСП-ЗМ5-500 состоит из сле-
дующих основных узлов:
• автоматического элеватора ЭА-500,
который подвешен к талевому блоку и пред-
назначен для захвата и освобождения колон-
ны бурильных труб во время проведения
спуско-подъемных операций и для работы с
утяжеленными бурильными трубами;
• механизма расстановки свечей (МРС),
предназначенного для переноса свечи с
центр скважины на подсвечник и обратно;
• механизма захвата свечи, который
служит для захватывания свечи и открыва-
ния кулачков центратора при выносе свечи с
центра скважины. Захват и освобождение
свечи происходят автоматически;
• цилиндра подъемного, предназначен-
ного для подъема-спуска механизма захвата
со свечой;
• кронштейна поворотного, который
служит для улучшения условий работы ме-
ханизма захвата свечи;
• подвижного центратора, предназна-
ченного для удержания верхнего конца све-
чи в центре скважины при ее свинчивании и
развинчивании.
Управление комплексом АСП-ЗМ5-500
осуществляется с пульта, установленного на
специальной площадке, поднятой над полом
буровой на 1670 мм, что обеспечивает хоро-
ший обзор при работе. Комплекс специально
приспособлен для работы в комплекте с 4-
опорной вышкой, ротором с ПКР БО 700 и
ключом КБГ-2.
Промежуточным звеном между посту-
пательно движущейся талевой системой и
вращающимися бурильными трубами слу-
жит вертлюг УВ-450 МА. Подвешивается
вертлюг к автоматическому элеватору с по-
мощью подвески вертлюга. Предназначен
вертлюг для обеспечения вращения буриль-
ных труб и для подачи в бурильные трубы
промывочного раствора под давлением. Для
подачи промывочной жидкости от мани-
фольда к промывочному рукаву вертлюга ус-
тановлен стояк манифольда. Для обслужива-
ния стояка манифольда к ноге вышки кре-
пится специальная площадка.
На вышке также смонтированы:
- узлы подвески машинных ключей, ко-
торые служат для закрепления и раскрепле-
ния резьбовых соединений бурильных труб;
- для этой же цели предназначен пнев-
мораскрепитель, пневматический цилиндр
которого расположен под полом буровой, а
обводной ролик крепится к подсвечнику
АСП. Управление осуществляется с пульта
бурильщика;
- площадка для центрирования обсад-
ных труб;
- ограничитель подъема талевого блока
и другое оборудование.
Площадка для центрирования обсадных
труб предназначена для перемещения рабоче-
го, центрирующего трубу при свинчивании ее
с колонной, а также для контроля и управле-
ния спуском-подъемом клиньев спайдер-эле-
ватора. Ограничитель подъема талевого блока
служит для предохранения от переподъема
талевого блока. В случае переподъема сраба-
тывает противозатаскиватель, отключаются
муфты передач лебедки, накладывается тор-
моз на барабан с одновременным отключени-
ем электродвигателей привода лебедки.
В конструкции вышечного блока предус-
матриваются устройства для монтажа бурово-
го оборудования. Благодаря наличию в соста-
ве вышечного основания механизма подъема
(основание самоподъемного типа), значитель-
но упрощается приведение вышки в рабочее
положение. После сборки секций конструкции
вышки в лежачем положении производится
закрепление ног вышки на вышечном основа-
нии, а затем - подъем вышки при помощи бу-
ровой лебедки в вертикальное положение. По-
дъем вышки на рабочую высоту осуществля-
ется вместе с вышечным основанием.
Лебедочный блок состоит из лебедки
и основания лебедочного блока.
Основание лебедочного блока пред-
ставляет собой конструкцию рамного ти-
па и состоит из четырех продольных фун-
даментных балок, связанных таким обра-
зом, что образуют раму Н-образного типа.
На поперечной балке размещены блоки,
входящие в состав встроенного механизма
подъема. Продольные балки в поперечном
направлении связаны плоскими рамами,
на которых размещается буровая лебедка
с дополнительным оборудованием на от-
метке 2500 мм, маслостанция ключа КБГ-
2, шкафы электрические, кран консольно-
поворотный грузоподъемностью 1 тс и дру-
гое мелкое оборудование.
Лебедка с дополнительным оборудова-
нием состоит из собственно лебедки ЛБУ-
1500 ЭТ-3 с приводными электродвигателями,
привода дополнительного (регулятора подачи
долота РПДЭ-3) и стабилизатора и служит:
• для спуска-подъема бурильного инст-
румента;
• спуска обсадных труб;
• автоматической и ручной подачи ин-
струмента на забой;
• аварийного подъема инструмента;
• подъема и опускания вышки.
РПДЭ-3 соединяется с подъемным ва-
лом лебедки через редуктор, цепную переда-
чу и двухскоростную зубчатую трансмис-
сию. Управление лебедкой при выполнении
подъемных операций и операций спуска, а
также подключение РПДЭ при бурении вы-
полняется с пульта бурильщика. Стабилиза-
тор, установленный на раме лебедки, пред-
назначен для гашения колебаний талевого
каната при спуско-подъемных операциях и
улучшения укладки его на барабан лебедки.
Для облегчения обслуживания и ремон-
та лебедки в процессе эксплуатации на осно-
вании лебедочного блока установлен кран
консольно-поворотный грузоподъемностью
1 тс. Для обогрева в лебедочном отделении
по периметру основания установлены стой-
ки с регистрами из труб, в которые подается
пар или горячая вода. Над лебедочным бло-
ком устанавливается укрытие. Укрытие слу-
жит для защиты бурового оборудования и
обслуживающего персонала от прямых сол-
нечных лучей, ветра, осадков. Выполнено
укрытие из утепленных 3-слойных панелей.
Мост приемный механизированный
со стеллажами обеспечивает:
• транспортировку трубы по горизон-
тальному и наклонному желобу:
• удержание трубы в наклонном желобе;
• выброс бурильных и утяжеленных
труб с буровой после окончания бурения
(длина подаваемых труб 6 - 12,5м).
Сборочные единицы моста размещены
на металлоконструкции фермы моста, раме
желоба и на площадке пола буровой.
Ферма, выполненная из 2-х секций,
представляет собой металлоконструкцию с
желобом для направления движения трубы.
По всей длине желоба предусмотрен продоль-
ный паз для перемещения упора тележки. В
нижней части фермы установлены две лебед-
ки, одна из которых перемещает тележку,
предназначенную для транспортировки тру-
бы по горизонтальному желобу при подаче ее
на площадку буровой и выбросе на мостки.
Подача трубы на вышечный блок и вы-
брос на мостки осуществляются по наклонно-
му желобу, который имеет направляющие и
продольный паз для перемещения каретки.
Перемещение каретки осуществляется вто-
рой лебедкой.
Управление лебедками осуществляется
с пультов управления, расположенных на
площадке на отметке 10 м. Для защиты обо-
рудования от осадков и прямых солнечных
лучей на площадке устанавливается навес.
Для обслуживания приемного моста и
стеллажей служит кран поворотный грузо-
подъемностью 6,3 тс. Устанавливается кран
на раму, поставляемую вместе с краном. Ря-
дом со стеллажами имеются площадки для
складирования бурового инструмента.
В насосном отделении расположены:
- три буровых насоса УНБТ-1180А;
- три привода насосов;
- компрессор высокого давления для
подкачки компенсаторов буровых насосов;
- секции желобов, в которые укладыва-
ется кабель:
- трубопроводы обвязки буровых насо-
сов и обмыва поршней буровых насосов и
сбора отработанного масла;
- кабина управления приводами насо-
сов с пультами управления и шкафами элек-
трическими;
- стойки с регистрами из труб для обо-
грева помещения паром или горячей водой.
Насосы предназначены для подачи
промывочной жидкости через нагнетатель-
ный трубопровод (манифольд), вертлюг, ко-
лонну бурильных труб к забою скважины, а
также выноса выбуренной породы во взве-
шенном состоянии из скважины. При тур-
бинном бурении промывочная жидкость пе-
редает энергию забойному гидравлическому
двигателю и соединенному с ним долоту.
Буровые насосы устанавливаются на
плиты на нулевой отметке. Для с бэра подте-
ков бурового раствора в фундаменте предус-
мотрен приямок, из которого буровой рас-
твор периодически откачивается электрона-
сосом в специальную емкость.
Для обеспечения смены быстроизна-
шивающихся деталей гидравлической части
каждый буровой насос укомплектован кон-
сольным краном грузоподъемностью 0,2 тс.
Привод насоса имеет в своем составе
электродвигатель, клиноременную передачу,
фундаментную раму, которая устанавлива-
ется на бетонный фундамент, и кроме того
должна быть закреплена при монтаже анкер-
ными болтами от перемещения под воздейст-
вием натяжения ремней. Электроприводы
имеют устройства для натяжения ремней.
В приводе буровых насосов применены
двигатели постоянного тока, которые обес-
печивают:
• возможность выбора оптимального
режима роторного и турбинного бурения за
счет плавного изменения производительно-
сти насоса;
• плавный запуск и уменьшение дина-
мических нагрузок на буровой насос и его
привод;
• сокращение времени восстановле-
ния циркуляции в скважине без перегрузки
насосов;
• более полное использование мощнос-
ти насоса.
Над насосным отделением устанавли-
вается укрытие. Укрытие монтируется на
балки, которые устанавливаются на бетон-
ные подушки. Укрытие выполнено из утеп-
ленных 3-слойных панелей. В некоторых
секциях предусмотрены съемные кровель-
ные панели для извлечения двигателя при-
вода насоса в случае выхода его из строя. Ук-
рытие удобно в монтаже, герметично, обла-
дает меньшей теплопроводностью.
Для защиты от шума обслуживающего
персонала в насосном отделении предусмот-
рена кабина, где установлены пульты управ-
ления приводами насосов и пульты управле-
ния пневмозадвижками манифольда.
Циркуляционная система (ЦС) пред-
назначена для приготовления утяжеления,
химической обработки, очистки от выбурен-
ной породы и газа, хранения и транспорти-
рования бурового раствора от растворопро-
вода на устье скважины до входа в буровые
насосы. По требованию заказчика установка
комплектуется трех- или четырехступенча-
той циркуляционной системой.
Над оборудованием ЦС на балки монти-
руется укрытие. Балки устанавливаются на
бетонные подушки и крепятся к ним анкер-
ными болтами. Укрытие выполнено из утеп-
ленных трехслойных панелей. В панелях
имеются проемы для дверей и ворот. Для
обеспечения обслуживания оборудования
ЦС в процессе эксплуатации на балки укры-
тия подвешивается кран ручной подвесной,
грузоподъемность которого не более 2 тс.
Вне блоков буровой установки распола-
гаются:
• блок компрессорный с воздухоосуш-
кой и воздухосборниками;
• блок сопротивления;
• оборудование для питания от ЛЭП;
• блок тиристорных устройств с осно-
ванием;
• установка доливной емкости с долив-
ным трубопроводом;
• лебедка канатная;
• опора под бухту талевого каната;
• желоб аварийный;
• устройство для эвакуации верхового
рабочего;
• блок распредустройства;
• блок ЗИПа и ремонта;
• аварийная дизель-электрическая
станция N=200 кВт (энергоблок).
Блок компрессорный включает в себя
установленные на одной раме три компрессора
с электроприводом, расположенных в утеплен-
ном укрытии, два воздухосборника и воздухо-
осушку, расположенных под навесом. Сжатый
воздух от компрессоров подается в воздухосбор-
ники, а от них через воздухоосушку к исполни-
тельным механизмам. Для обслуживания, ре-
монта и замены компрессоров в укрытии преду-
смотрена балка с выходом наружу, на которую
подвешивается таль грузоподъемностью 1 тс.
Над воздухосборниками и воздухоосушкой пре-
дусмотрен навес для защиты от прямых солнеч-
ных лучей и атмосферных осадков.
Аварийное питание буровой установки
осуществляется от резервной дизель-элект-
рической станции, помещенной в отдельном
блоке. Станция обеспечивает освещение, ра-
боту регулятора подачи долота, компрессора,
АСП комплекса и других вспомогательных
механизмов, необходимых для подъема ко-
лонны бурильных труб с целью предотвраще-
ния прихвата инструмента. Установка рас-
считана на энергоснабжение от дизельной
электростанции. В блоке тиристорных уст-
ройств расположено комплектное тиристор-
ное устройство в контейнерном исполнении.
Для хранения горючесмазочных мате-
риалов предусмотрена топливомаслоуста-
новка. Подача топлива к исполнительным
механизмам осуществляется по трубопрово-
ду топливоподачи.
Помимо перечисленного оборудования
в состав установки входит еще ряд систем и
устройств, обеспечивающих полноценное
функционирование бурового комплекса.
Лебедка канатная предназначена для пе-
ремотки талевого каната при переоснастке та-
левой системы и подъемного полиспаста при
подъеме вышки и основания вышечного блока.
Для аварийной эвакуации рабочих с
площадки пола буровой служит желоб ава-
рийный, который крепится к шахтной лест-
нице на отметке 8000 мм.
Устройство для эвакуации верхового
рабочего предназначено для эвакуации вер-
хового рабочего с платформы в случае пожа-
ра или открытого фонтанирования скважи-
ны. В исходном положении кабина находит-
ся в верхнем положении и удерживается от
движения вниз за счет сил трения между
элементами устройства. При возникновении
аварийной ситуации верховой рабочий са-
дится в кабину и оттягивает рукоятку вниз,
тем самым растормаживая систему.
Для оперативной связи между членами
бригады установлены приборы громкогово-
рящей связи на буровой площадке, в лебедоч-
ном и насосном отделениях, в комплектном
тиристорном устройстве, в отделении ЦС.
В буровой установке предусмотрено
электрическое освещение следующих блоков
и площадок:
• буровой вышки,
• приемных мостков,
• рабочей площадки,
• лебедочного блока,
• насосного блока,
• блока компрессоров,
• отделения ЦС,
• противовыбросового оборудования,
• блок-бокса,
• территории буровой установки.
Электрическое освещение установки раз-
делено на рабочее, аварийное и эвакуационное.
Кинематическая схема установки
включает кинематические схемы лебедки с
приводом, привода ротора и привода основ-
ных буровых насосов (рис. 4.10). Механичес-
кая характеристика приведена на рис. 4.11.
Привод лебедки ЛБУ-1500-ЭТ-3 осуще-
ствляется либо от одного (правого или лево-
го), либо от двух двигателей постоянного тока
типа 4ПС-450-1000УХЛ-2, N=1000 кВт,
U=800 в, п=1000 об/мин. Мощность от пра-
вого электродвигателя через зубчатую муфту
передается на ведущий вал двухскоростной
зубчатой трансмиссии, а от левого электро-
двигателя - через карданный вал, с ведущего
вала вращение передается через «быструю»
(66/47) или «тихую» (108/28) передачи на вал
промежуточный, далее через передачу
100/36 - на вал подъемный. Таким образом,
подъемный вал лебедки имеет две механиче-
ские скорости вращения. Переключение ско-
ростей в трансмиссии производится обоймой
Лебедка ЛБУ-1500 ЭТ-3 с дополнительном приводом Насоса буробое с приводом
Рис. 4.10. Кинематическая схема буровой установки БУ 8000/500 ДЭР
Механичекая характеристика привода ротора
п дб об/нин п стр об/мин
1000
800
600
400
200
О
277.0
221.6
166.2
110.8
55.4
_____0_
1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0
3.2
1...9 - Оперативные уставки оераничения
момента на столе ротора
Подача идеальная и предельное давление
но сменных диаметрах поршней при
частоте ходов б мин 125 насоса УНБТ-1180 А1
Диаметр поршня мм Подача идеаль- ная Ц^4 (дм^с) Предельное давление, МПа (кес/см^)
180 165 ( 46 ) 19.0 ( 190 )
170 146 ( 41 ) 21.0 ( 210 )
160 131 ( 36.4 ) 24.0 ( 240 )
150 115 ( 31.9 ) 27.5 ( 275 )
140 100 ( 27.8 ) 32.0 ( 320 )
Механическая характеристика привода лебедки
V, м/с (скорость подъема крюка)
Подъем
ДбухдбиеательныО режим
ОднодвиеательныО режим
1.5
1.0
0.5
О
0.5
1.0
1.5
(.51: 425 )
(1.51: 613)
Q, отн ед А _ .
’ п до, об/мин
1.0 . 1000
0.6 вОО
0.6 600
0.4 400
0.2 200
Спуск
(торможение при спуске)
Диапазон оперативного изменения
уставки предельного давления
но выходе насоса
Mg6i отн ед
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 н отквд.
0.2 0.4 0.6 0.6 1.0
- (наерузка
на крюке)
Рис. 4.11. Механические характеристики приводов буровой установки БУ 8000/500 ДЭР
Ч> 560 <Ъ ?10
Диагоаммо певедотоиных отношении пвиаодо иосасо
Диагсюнна певедатачных отношении лвиводо лебедки
Рис. 4.12 Кинематическая схема буровой установки БУ 5000/320 ДГУ
146 1/с
9.35 1/с <555 ов/нин>
зубчатой и механизмом переключения с
пульта бурильщика.
Дополнительный привод (привод регуля-
тора подачи долота) осуществляется от элект-
родвигателя постоянного тока 4ПФ2Б28ОМ-
УХЛ2 мощностью 90 кВт. Вал электродвигате-
ля через упругую втулочно-пальцевую муфту
соединен с быстроходным валом редуктора Ц-
2У-365Н-20-22. Одна из полумуфт выполнена
в виде тормозного шкива. Торможение произ-
водится колодочным тормозом. Тихоходный
вал редуктора соединяется с ведущим валом
трансмиссии кулачковой муфтой через цеп-
ную передачу 30/19.
Основное торможение при спуске и
подъеме обсадных бурильных колонн, порож-
ней талевой системы и удержание их в непо-
движном состоянии осуществляется с помо-
щью двигателей привода. Аварийное тормо-
жение и удержание груза в неподвижном со-
стоянии осуществляются дисково-колодоч-
ным тормозом с тормозными зажимами.
На промежуточном валу трансмиссии
расположен дисково-колодочный тормоз с че-
тырьмя рабочими и двумя аварийными тор-
мозными зажимами. Привод рабочих зажи-
мов пневматический, обеспечивает торможе-
ние путем повышения давления воздуха в
пневмоцилиндре, при этом колодки сжимают
диск. Растормаживание происходит при сбро-
се давления при помощи разжимных пружин.
Управление рабочим тормозом производится
в автоматическом и ручном режимах.
Привод датчика глубины (ДГ) осуществ-
ляется от подъемного вала через цепную пе-
редачу 30/19. На конце подъемного вала ус-
тановлен датчик импульсов «POG-Ю». Встро-
енные в электродвигатели тахогенераторы
являются датчиками скорости в системе ав-
томатического управления приводом лебед-
Таблица 4.10
Комплектность стационарных буровых установок
Узлы, агрегаты и механизмы Типоразмеры буровых установок
установок БУ 5000/320 ЭР (ДЭР) БУ 6500/450 ДГ БУ 8000/500 ДЭР
Силовые органы для создания нагрузки на инструмент при бурении
Ротор Р-700 с клиновым захватом
Механизм подачи долота Вспомогательным электродвигателем буровой лебедки
Спуско-подъемный комплекс
Буровая лебедка ЛБУ37-1100 ЛБУ37-1100Д-1 ЛБУ1500-ЭТ-3
Кронблок УКБА-6-400 УКБА-7-500 УКБА-7-600
Талевый блок УТБА-5-320 УТБА-6-450 УТБА-6-500
Комплекс механизмов АСП АСП-ЗМ4 АСП-ЗМ5 АСП-ЗМ5-500
Механизм крепления каната МКК
Клиновой захват ПКР БО700
Пневмораскрепитель Имеется
Ключ буровой АКБ-4 АКБ-4 КБГ-2
Расстановка бурильных свеч Механизированная
Система циркуляции бурового раствора (система очистки забоя)
Буровые насосы УНБТ-950А УНБТ-950А УНБТ-1180А1
Манифольд Имеется
Вертлюг УВ-320 МА УВ-450 МА УВ-450 МА
Устройство приготовления бурового раствора Имеется
Устройство очистки и хранения бурового раствора ЦС 5000ЭР ЦС 6500 ЦС 8000ЭР
Буровые сооружения
Основание Имеется
Вышка ВМП-45x320 УМ4-45/450-АР УМ4-45/500 АР
Средства монтажа и транспортирования Кран КС-6232 г/п 40 т; два крана г/п 25 т; кран типа К 162 с вылетом стрелы не менее 15 м; автоподъемник типа МР-20 с поворотной платформой, трактор Т-100 и др. механизмы
Оборудование для механизации Консольно-поворотные краны, червячные тали, вспомогательная лебедка, механизированный приемный мост
Привода буровых установок Индивидуальный от двигателей постоянного тока Г рупповой дизель- гидра влический Индивидуальный от двигателей постоянного тока
Системы управления Электрическая и пневматическая
Система жизнеобеспечения
Укрытия Утепленные
Отопление Паровоздушное
Освещение Основное и аварийное
Водоснабжение Имеется трубопровод
Таблица 4.11
Технические характеристики стационарных буровых установок Уралмашзавода
Параметры Тип буровой установки
НБО-Д НБО-Э ОБЗД86-1 БУЗД86-2 БУ3200/200ДГУ-1М, БУ3200/200ДГУ-1У, БУ3200/200ДГУ-Т БУ5000/320ДГУ-1, БУ5000/320ДГУ-1Т БУ5000/320ЭР БУ5000/320ЭР-0 БУ6500/400ЭР БУ5000/450ЭР-Т БУ8000/500ДЭР
Допускаемая нагрузка на крюке, кН 2250 2250 3200 3200 2000 3200 3200 4000 4500 5000
Условная глубина бурения, м 3600 3600 5000 5000 3200 5000 5000 6500 5000 8000
Скорость подъема крюка при расхажива- нии колонны .м/с 0,19 0,18 0,16 0,16 0,2 0,2 0,1 0,2 0,1-0,2 0,2 0,2
Скорость подъема элевато- ра (без нагрузки), м/с, не менее 1,58 1,5 1,43 1,43 1,5 1,82 1,6 1,6 1,5 1,6
Расчетная мощ- ность на входном валу подъемного агрегата, кВт 710 700 690 690 670 1100 1100 1475 1100 1500
Диаметр отверстия в столе ротора, мм 700 700 700 700 700 700 700 700 700 950
Расчетная мощ- ность привода ро- тора, кВт, не более 370 370 218 218 280 370 370 440 440 440
Мощность буро- вого насоса, кВт 600 600 600 600 950 950 950 950 1180 1180
Вид провода д э Д Д ДГ ДГ ЭР ЭР ЭР ДЭ
Площадь подсвеч- ников при разме- щении свечей диаметром 114 ми длиной,м2 — — 4000 4000 4000 6000 6000 8000 6500 10000
Высота основа- ния (отметка пола буровой), м — — 6,5 6,5/8,0 6,0 8,0 8,0 6,2 8 8 10
Просвет для установки стволовой части превенторов, м — — 5,2 5,2/6,7 4,7 6,7 6,7 5,0 6,7 6,7 8,5
Таблица 4.12
Комплектность стационарных буровых установок с дизельным приводом
Механизмы и агрегаты НБО-Д БУЗД86-1 БУЗД86-2
Лебедка буровая Л БУ-1200 ЛБУ-1200Д-1 ЛБУ-1200Д-Н
Насос буровой УНБ-600А УНБ-600А УНБ-600А
Ротор Р-700 Р-700 Р-700
Кронблок УКБ-6-270 УКБ-7-400 УКБ-7-400
Талевый блок УТБ-5-225 УТБ-6-320 УТБ-6-320
Крюкоблок УТБК-5-225 УТБК-6-320 УТБК-6-320
Вертлюг УВ-250 УВ-320МА УВ-320МА
Вышка — — ВМР-45х320-1
Основание — Имеется
Привод основных механизмов1 Лебедки, ротора и одного бурового насоса: групповой от 3-х дизелей В2500ТК-С4 Второго бурового насоса: Групповой от 2-х дизелей В2500 ТК-С4
Циркуляционная система2 Не поставляется Имеется
Примечания:
1. Допускается по требованию заказчика любая комплектация дизелями: СА 30, Caterpillar.
2. Циркуляционная система может поставляться в любой комплектации, включая оборудование
зарубежных фирм.
Таблица 4.13
Комплектность стационарных буровых установок и наборов бурового оборудования
с дизель-гидравлическим приводом
Механизмы и агрегаты БУ 3200/200ДГУ-1М БУ 3200/200ДГУ-1У БУ 3200/200ДГУ-1Т БУ 5000/320ДГУ-1 БУ 5000/320-ДГУ-1Т БУ 6500/450ДГ
Лебедка буровая ЛБУ22-720 ЛБУ37-1100Д ЛБУ37-1100Д-1
Насос буровой УНБТ-950А УНБТ-950А УНБТ-950А
Ротор Р-700 Р-700 Р-700
Комплекс механизмов АСП АСП-ЗМ1 АСП-ЗМ4 АСП-ЗМ5-450
Кронблок УКБА-6-250 УКБА-6-400 УКБА-7-500
Талевый блок УТБА-5-200 УТБА-5-320 УТБА-6-450
Вертлюг УВ-250МА УВ-320МА УВ-450МА
Вышка ВМА ВМА УМ-4-45/450-АР
Привод основных механизмов Лебедки, ротора и буровых насосов: групповой от трех силовых агрегатов типа СА-10 Лебедки, ротора и буровых насосов: групповой от 4-х силовых агрегатов типа СА-10 Лебедки, ротора и 2-х буровых насосов: групповой от 4-х силовых агрегатов типа СА-10; 3-го насоса - от 2-х СА-10
Циркуляционная система ЦС3200-У1 ЦС3200ДГУ-1Т ЦС5000ДГУ-1 ЦС5000ДГУ-1Т ЦС6500
Примечания: 1. Циркуляционная система может поставляться в любой комплектации, включая
оборудование зарубежных фирм.
2. Допускается любая комплектация оборудования по требованию заказчика.
Таблица 4.14
Комплектность стационарных буровых установок и наборов бурового оборудования
с электроприводом
Механизмы и агрегаты НБО-Э БУ3200/200 УЭ-1 БУ5000/320 ЭР-0 БУ5000/450 ЭР-Т БУ6500/400 ЭР БУ8000/ 500ЭР 8000/500ДЭР ByUNOC 500DE
Лебедка буровая ЛБУ-1200 ЛБУ-22-720 ЛБУ37-1100 ЛБУ42-1100Т ЛБУ2000ПМ ЛБУ1500ЭТ-3 ЛБУ3000М1
Насос буровой УНБ600А УНБТ-950А УНБТ-950А УНБТ1180А1 УНБТ-950А УНБТ1180А1 УНБТ1180А1
Ротор Р-700 Р-700 Р-700 Р-700 Р-700 Р-700 Р-700
Комплекс механизмов АСП — АСП-ЗМ1 АСП-ЗМ4 - АСП-ЗМ5 АСП-ЗМ6 АСП-ЗМ6
Кронблок УКБ-6-270 УКБА-6-250 УКБА-6-400 УКБ-7-500 УКБА-7-500 УКБА-7-600 УКБА-7-600
Талевый блок УТБ-5-225 УТБА-5-200 УТБА-5-320 — УТБА-6-400 УТБА-6-500 УТБА-6-500
Крюкоблок — — — УТБК-6-450 — — —
Вертлюг УВ-250 УВ-250МА УВ-320МА УВ-450МА УВ-450МА УВ-450МА УВ-450МА
Вышка — ВМА 45-200-2 ВМА 45-320 ВУ 45-450 УВ 45-400А УМ4-45/500А УВ 45-500А
Привод основных механизмов Лебедки и ротора АКБ-13-62- 8-УХЛ2 буровых насосов СДБМ 99/46-8- УХЛ2 Лебедки и ротора АКБ 13-62- 8-УХЛ2 буровых насосов АКСБ-15- 54-6-УХЛ2 От электри- ческих двигателей 4ПС-450- 1000УХЛ2 Лебедки, ротора и буровых насосов от двигателей 4ПС-450- 1000УХЛ2 Лебедки - ДП399/85- 6КМ2 ротора и буровых насосов 4ПС- 450- 1000УХЛ2 От электри- ческих двигателей 4ПС-450- 1000УХЛ2 Лебедки - ДП399/85- 6КМ2 ротора и буровых насосов 4ПС- 450- 1000УХЛ2
Циркуляционная система — ЦС3200- 01У1 ЦС5000ЭР ЦС5000 ЦС6500ЭР ЦС8000ЭР ФирмаТп-Flo
ки, т. е. корректируют скорость вращения
электродвигателей в автоматическом режи-
ме. Он используется и для показания скоро-
сти талевого блока на пульте бурильщика.
Управление пневматическими, зубча-
тыми муфтами, тормозными цилиндрами
производится дистанционно с поста буриль-
щика. Для предупреждения аварий и повы-
шения надежности пневмосистемы управле-
ния лебедкой в схеме управления предусмот-
рен ряд блокировок, обеспечивающих отклю-
чение электродвигателя РПДЭ, пневматичес-
ких зубчатых муфт и затормаживание подъ-
емного вала с помощью пневмоцилиндров:
• при падении давления в сети сжатого
воздуха ниже допустимого;
• превышении веса на крюке и скоро-
сти двигателя;
• отсутствии по какой-либо причине
электроэнергии:
* переподъеме талевого блока;
• понижении или повышении давления
масла в системе смазки лебедки;
• перегреве обмотки и подшипников
двигателей;
• снятых кожухах лебедки;
• неработающем двигателе вентилятора;
• стопорении лебедки;
• нахождении стрелы АСП в зоне дейст-
вия талевого блока.
При включенной муфте РПДЭ блокиру-
ются основные двигатели.
Привод ротора - индивидуальный от эле-
ктродвигателя постоянного тока 4ПС-450-1000
УХЛ2, N= 1000 кВт, п= 1000 об/мин, U=800 В че-
рез карданный вал. Мощность на приводном
валу ротора ограничивается до 440 кВт.
Встроенный в электродвигатель тахо-
генератор входит в управление системой ре-
гулирования электропривода.
Для определения частоты вращения
стола ротора установлен преобразователь
частоты вращения, который приводится от
трансмиссионного вала. Прибор, показыва-
ющий число оборотов стола ротора, уста-
новлен на пульте бурильщика. В схеме уп-
равления электроприводом ротора предус-
мотрен ряд технологических защит и бло-
кировок от:
- превышения скорости двигателя;
- превышения момента;
- нарушения в системе вентиляции
двигателя;
- работы при поднятых клиньях ротора.
Привод буровых насосов - индивиду-
альный от электродвигателя 4ПС-450-1000
УХЛ2, N=1000 кВт, п=1000 об/мин, с плав-
ным пуском и диапазоном регулирования от
номинальной скорости до нуля, через клино-
ременную передачу. В электродвигатель
встроен тахогенератор, который служит для
определения частоты ходов движения порш-
ней насоса. Прибор, показывающий частоту
ходов поршней, находится на пульте управ-
ления электроприводом.
В схеме управления электроприводом
насоса предусмотрен ряд технологических
защит и блокировок:
• от превышения скорости двигателя;
• от превышения давления на выходе
насоса;
• запрет на включение двигателя при
неработающем двигателе насоса смазки
штоков;
• запрет на включение двигателя при
неработающем двигателе вентилятора;
• запрет на включение насоса при за-
крытой задвижке.
При несрабатывании любой технологи-
ческой защиты в контейнере загорается сиг-
нальная лампочка с расшифровкой защиты.
При срабатывании любой электричес-
кой защиты на пульте управления загорает-
ся лампочка «АВАРИЯ», а в контейнере заго-
рается лампочка, указывающая конкретную
причину отключения привода.
В соответствии с требованиями стан-
дартов выпускается ряд таких установок. По
конструктивному исполнению основных ме-
ханизмов стационарные базовые установки
аналогичны и отличаются грузоподъемнос-
тью на крюке, оснасткой талевой системы,
(5x6 или 6 х 7), высотой основания (отмет-
кой пола буровой), набором очистного обору-
дования и емкостей хранения и приготовле-
ния бурового раствора циркуляционной сис-
темы и комплектностью поставки.
Большинство установок с электричес-
ким приводом имеет конструктивную схему,
аналогичную БУ 8000/500 ДЭР. Разница за-
ключается в кинематических схемах приво-
да (например, установок с дизель-гидравли-
ческим приводом рис.4.12) , конструкции и
параметрах исполнительных органов. Ком-
плектность и технические характеристики
установок и исполнительных органов приве-
дены в таблицах 4.10-4.14.
4.2.4. Буровые установки
для бурения сверхглубоких
скважин
К сверхглубоким условно относят сква-
жины глубиной более 6500 м. Они служат
для исследования строения Земли, а также
для добычи нефти и газа. Для бурения таких
скважин применяются, как правило, стаци-
онарные буровые установки грузоподъёмно-
стью более 400 т. К представителям этого
класса буровых установок относится буро-
вая установка Уралмаш 15000.
Буровая установка Уралмаш 15000
стационарного типа с дискретным (прерыв-
ным) выполнением спуско-подъёмных опера-
ций предназначена для сверхглубокого буре-
ния геологоразведочных скважин в кристал-
лических породах с целью изучения верхних
слоев земной коры, а также для разведочного
и эксплуатационного бурения нефтяных и га-
зовых скважин глубиной до 15 000 м.
Особенности этой буровой установки:
1) применение в качестве главного при-
вода ротора, буровых насосов и лебедки раз-
дельного регулируемого привода постоянно-
го тока по системе генератор — двигатель;
2) автоматизация спуско-подъема бу-
рильной колонны по оптимальным тахо-
граммам, которые выбираются автоматиче-
ски с помощью электронного счётно-решаю-
щего устройства в зависимости от массы ко-
лонны бурильных труб;
3) применение четырёх мощных буро-
вых насосов, развивающих давление до 40
МПа и имеющих каждый приводную мощ-
ность 1250 кВт;
4) высокая приводная мощность 2280
кВт буровой лебедки;
5) использование приводных электро-
двигателей лебёдки при подъёме (в качестве
подъемных двигателей) и спуске бурильной
и обсадной колонн в качестве тормозных
машин;
6) высокая степень механизации техно-
логических процессов при работе со свечами
при спуско-подъемных операциях;
7) применение вышки башенной пи-
лонной конструкции с вертикальными ко-
лоннами;
8) использование большого комплек-
са контрольно-измерительной, указатель-
ной и сигнализационной аппаратуры и
приборов, обеспечивающих контроль тех-
нологических процессов бурения и работы
оборудования;
9) исключительная простота и удобство
управления агрегатами установки, а также
удобство обслуживания и ремонта;
10) высокая степень надежности всего
комплекта примененного оборудования уст-
ройств и механизмов.
Ниже приведены параметры буровой
установки Уралмаш 15000:
Общая установочная мощность привода лебедки, кВт 2300
Мощность привода буровых насосов, кВт 4800
Максимальная грузоподъемность, т 400
Рекомендуемая глубина бурения, м 15000
Максимальная оснастка талевой системы 6x7
Диаметр талевого каната, мм 38
Буровой насос (шифр) УНБ-1250
Максимальное давление, кгс/см:! при подаче л/с 400/26,7
Максимальная подача в л/с при давлении в МПа 51,4/21,0
Ротор (шифр) Р-760
Статическая грузоподъемность ротора, т 400
Мощность привода ротора, кВт 368
Вертлюг (шифр) УВ-450
Вышка (шифр) ВБА-58-400
Кронблок (шифр) УКБА-7-500
Талевый блок (шифр) Средства механизации: УТБА-6-400
расстановка свечей АСП-6
выполнение вспомогательных операций Вспомогатель- ная лебедка
удерживание колонны ПКР-300М
свинчивание и развинчивание свечей АКБ-ЗМЗОО
регулятор подачи долота РПДЭ-3-300
Оборудование буровой установки Урал-
маш 15000 расположено в трех блоках (рис.
4.13): вышечно-лебедочном 1, энергетическом
3 и насосном 6. Все блоки взаимно связаны и
располагаются в едином продольном привы-
шечном помещении. Причем энергетический
блок в целях сокращения кабельных разводок
расположен между вышечно-лебедочным и на-
сосным блоками. С левой стороны (см. со сторо-
ны мостков) вдоль насосного, энергетического
и вышечно-лебедочного блоков расположены
емкость, желобная система и оборудование для
приготовления и очистки растворов 8, а с левой
стороны—нагнетательный трубопровод 7, иду-
щий от насосов, установленных в насосном
блоке, к стояку, укрепленному в вышке.
С правой стороны снаружи установле-
ны две вентиляционные установки: одна для
вентиляции помещения 2, вторая для охлаж-
дения и вентиляции электрических машин-
ных преобразователей 5, а также электриче-
ское высоковольтное распредустройство 4, к
которому подведены провода ЛЭП от элект-
роподстанции. Внутри блоков на подкрано-
вых путях, укрепленных на металлических
колоннах каркаса укрытий, установлен мо-
стовой электрический кран 9 грузоподъем-
ностью Юте кнопочным управлением с по-
ла. Кран предназначен для ремонта оборудо-
вания и обслуживания буровых насосов.
С торца вышечно-лебедочного блока
установлены мостки и стеллажи для труб 10
и башенный кран 11 для разгрузки труб с ав-
томашины.
С правой стороны вышки на отдельном
основании 12 смонтирована лебедка для
подъема специального вставного долота без
подъема колонны бурильных труб.
Одна из особенностей буровой установ-
ки Уралмаш 15000 заключается в использо-
вании раздельного регулируемого привода
ротора, лебедки и буровых насосов от элект-
родвигателей постоянного тока Постоянный
ток определил и максимально упростил кине-
матические схемы приводов основного обо-
рудования. Кинематическая схема буровой
установки складывается из кинематической
схемы лебедки ЛБУ-3000, кинематической
схемы привода ротора и буровых насосов.
Применение для привода ротора элект-
родвигателя постоянного тока, упростив ки-
нематическую схему приводов, дало возмож-
ность разместить привод ротора под полом
основания.
Электродвигатель постоянного тока,
имея мягкую характеристику, позволяет
плавно страгивать колонну бурильных труб,
предотвращая возможность ее разрушения,
что возможно при аварийных работах в слу-
чае использования левого инструмента и
при осложнении в своде скважины.
Привод ротора от электродвигателя по-
стоянного тока позволяет изменять частоту
вращения стола ротора в пределах О - 250
об/мин и развивать момент на столе ротора
до 60 кН*м.
Применение электродвигателей посто-
янного тока в приводе насосов дает возмож-
ность плавно запускать мощные насосы, на-
гнетательная линия которых находится под
давлением, восстанавливать циркуляцию, а
также изменять подачу в широком диапазоне.
Использование привода насоса от элек-
тродвигателей постоянного тока в сочета-
нии с клиноременной передачей обеспечи-
вает плавное страгивание движущихся час-
тей насоса и привода, имеющих огромные
инерционные массы, исключает возникно-
вение экстренных нагрузок в элементах на-
соса, а в итоге повышается долговечность
деталей, увеличивается срок службы насоса
и привода.
Применение электродвигателей посто-
янного тока в приводе лебедки позволило:
1) упростить механическую часть ле-
бедки и привода;
2) использовать приводные двигатели в
качестве тормозных машин, работающих в
этом случае в режиме генераторов;
3) регулировать скорость подъема или
спуска (бурильной и обсадной колонн) в ши-
роком диапазоне;
4) исключить полностью износ тормоз-
ных шкивов и существенно уменьшить из-
нос тормозных колодок;
5) применить полную автоматизацию
выполнения спуска и подъема колонны бу-
рильных груб по оптимальным тахограм-
мам, выбор которых происходит автомати-
чески с помощью ЭВМ;
6) сделать управление лебедкой при спу-
ско-подъемных операциях исключительно
простым, удобным, безопасным и надежным.
В вышечно-лебедочном блоке
(рис.4.14) на специальном фундаменте уста-
новлен спуско-подъемный агрегат, состоя-
щий из буровой лебедки и регулятора подачи
долота на забой 8, причем высотная отметка
фундамента выбрана таким образом, что бу-
рильщику, стоящему у пульта управления,
виден талевый канат, навивающийся на ба-
рабан лебедки, установленный под основа-
нием. Вокруг спуско-подъемного агрегата
предусмотрены площадки для обслужива-
ния. На отдельном фундаменте под полом ос-
нования установлен и укреплен анкерными
болтами механизм крепления неподвижной
ветви талевого каната.
На основании вышечно-лебедочного
блока с правой и левой сторон установлены
подсвечники 22, которые с помощью ком-
плекса механизмов АСП-6 и свечей длиной
36 м дают возможность установить до 30
тыс. м бурильных труб.
На подроторных балках установлен ро-
тор 21, соединяющийся цепной трансмисси-
ей 20 с приводом, смонтированным на спе-
циальной балке под полом основания.
Рис. 4.13. Схема буровой установки Уралмаш 15 000
На балках металлоконструкций основа-
ния установлены ключи АКБ-ЗМ2 1 у шурфа
и АКБ-ЗМ 300 (с удлиненным ходом каретки)
19 у ротора, направляющая труба для уста-
новки вертлюга 23 с квадратной штангой и
пневмораскрепитель 18. Основание в задней
части имеет проем 16, огражденный перила-
ми, для выхода талевого каната от барабана
лебедки к кронблоку. Непосредственно у про-
ема установлена вспомогательная лебедка
17. С левой стороны (см. со стороны мостков)
у проема находятся пульт бурильщика 7, ру-
коятка ручного тормоза лебедки и электропа-
нели управления регулятором подачи долота
на забой. С правой стороны размещен щит
15 с указателями основных процессов буре-
ния (масса инструмента, давление и расход
подаваемого в скважину раствора и др.).
На основание опирается шахта 25 с ле-
стницами для подъема на подкронблочную
площадку. К этой шахте прикреплен стояк 24
манифольда 2. На специальных площадках 3,
расположенных с правой и левой сторон под-
свечников, установлены пульты управления
4 комплексом механизмов АСП-6 с телекаме-
рами. Раствор из скважины направляется по
желобной системе 5 к оборудованию и к ем-
кости приготовления и очистки растворов 6.
Пол основания наклонным желобом 26 со-
единен с мостками 27. Для работы на мос-
тках с бурильными и обсадными колоннами
труб используют башенный кран 28.
На нулевой отметке вышечно-лебедоч-
ного блока установлено два компрессора 9,
соединенных через воздухосушки 12 с возду-
хосборниками 11.
Пневматическая система предусмотре-
на для обслуживания пневматических при-
водов ключей типа АКБ, пневмораскрепите-
ля, шинно-пневматических муфт и блоки-
ровки буровой лебедки.
В полу вышечно-лебедочного блока
предусмотрены бетонированные каналы 14
с металлическим перекрытием, в которых
проложены кабели электропроводки. В непо-
средственной близости расположены элект-
ропанели 13 управления электрооборудова-
нием лебедочного блока. В вышечно-лебе-
дочном блоке на нулевой отметке установле-
на кабина 10, в которой размещена самоза-
писывающая аппаратура для контроля ос-
новных технологических процессов буре-
ния. Самозаписывающая аппаратура может
быть вынесена на значительное расстояние
и установлена в специальном помещении.
В насосном блоке установлено четыре
насоса УНБ-1250, предназначенных для по-
дачи раствора в скважину, и один насос У8-
6М 6—для технологических целей (приготов-
ление растворов). Максимальная подача каж-
дого насоса УНБ-1250 составляет 51,4 л/с
при давлении 21 МПа. Каждый насос УНБ-
1250 в состоянии развивать давление до 40
МПа, при этом подача составит 26,7 л/с. Со-
гласно расчетам, в начальной стадии бурения
потребуется одновременная работа двух на-
сосов УНБ-1250, а в конечной — одного. Для
обеспечения бесперебойной подачи раствора
в скважину установлены четыре насоса УНБ-
1250, причем проектом предусмотрена одно-
временная работа только трех насосов УНБ-
1250. Четвертый насос будет находиться в
Рис. 4.14. Вышечно-лебедочный блок буровой установки Уралмаш 15000
стадии «горячего» резерва и в любой момент
может быть подключен взамен вышедшего из
строя. Принятое число насосов и применение
одного из насосов как «горячего» резерва поз-
волит, не останавливая бурения, производить
необходимый ремонт, замену износившихся
втулок, поршней клапанов.
В насосном блоке расположены всасы-
вающий и нагнетательный трубопроводы.
Всасывающий трубопровод соединяет при-
емные патрубки насосов с емкостями цирку-
ляционной системы и обеспечивает подачу
раствора от емкостей к буровым насосам,
причем раствор к насосам может поступать
самотеком или с помощью подпорных насо-
сов. Нагнетательный трубопровод (мани-
фольд) соединяет насосы с вертлюгом и рас-
считан на давление 40 МПа.
Нагнетательный трубопровод состоит из:
1) общего трубопровода, имеющего
проходное отверстие 125 мм, заканчиваю-
щегося стояком, расположенным в вышеч-
но-лебедочном блоке, укрепленном в метал-
локонструкции вышки:
2) бронированного гибкого рукава, со-
единяющего стояк с патрубком вертлюга:
3) нагнетательных трубопроводов, име-
ющих проходное отверстие 100 мм и соеди-
няющих насосы с общим нагнетательным
трубопроводом.
У каждого трубопровода, соединяюще-
го насос с общим нагнетательным трубопро-
водом, есть обратный клапан и дистанцион-
ная задвижка, соединяющая трубопровод с
емкостью (сбрасывающая задвижка), а так-
же задвижка, позволяющая отсоединять на-
сос от обратного клапана.
Для зарядки компенсаторов, установ-
ленных на насосах, сжатым воздухом уста-
новлено два компрессора высокого давления.
В полу проложены бетонированные каналы с
плитным металлическим настилом, в кото-
рых размещена кабельная разводка к привод-
ным электродвигателям и пульту управления.
Пол в насосном блоке цементирован с ук-
лоном к сточному каналу, по которому вода и
пролитый раствор отводятся из помещения.
Для обслуживания насосов используют
мостовой электрический кран грузоподъем-
ностью Ют.
В энергетическом блоке, который, как
упоминалось выше, в целях сокращения ка-
бельных разводок расположен между вы-
шечно-лебедочным и насосным блоками, ус-
тановлено четыре машинных преобразова-
теля постоянного тока.
Каждый машинный преобразователь
прикреплен анкерными болтами к мощному
фундаменту, в котором предусмотрены тун-
нели, соединяющие машинные преобразо-
ватели с вентиляционной установкой, смон-
тированной снаружи укрытия энергетичес-
кого блока. Воздух охлаждает и очищает ма-
шинный преобразователь от пыли, проходит
по вентиляционным каналам и выбрасыва-
ется наружу.
Для вентиляции помещения энергобло-
ка снаружи смонтирована вентиляционная
установка. В полу энергоблока предусмотре-
ны бетонированные каналы с плитным ме-
таллическим настилом, в которых проложе-
ны электрокабели, идущие по туннелю от
высоковольтного распредустройства к пане-
лям, машинным преобразователям и пуль-
там управления.
Для обслуживания электромашинных
преобразователей и другого электрооборудо-
вания используют мостовой кран грузоподъ-
емностью Ют.
Электромашинные преобразователи
постоянного тока обеспечивают питанием
приводные электродвигатели ротора, буро-
вых насосов и спуско-подъемного агрегата.
Приводные электродвигатели машин-
ных преобразователей получают питание от
высоковольтного распредустройства, кото-
рое, в свою очередь, получает питание 6000
В от электроподстанции.
Каждый машинный преобразователь
состоит из приводного синхронного электро-
двигателя мощностью 1900 кВт, напряжени-
ем 6000 В, соединенного с двумя генератора-
ми главным электродвигателем ТПЭ 1700-
100 мощностью 1700 кВт и вспомогатель-
ным — МПЭ 800-800 мощностью 900 кВт.
Главные генераторы предназначены
для питания приводных электродвигателей
лебедки и буровых насосов, вспомогатель-
ные — для питания приводного электродви-
гателя ротора и лебедки, но только при рабо-
те ее на приподъем во время роторного или
турбинного бурения или для проворота сто-
ла ротора при турбинном бурении.
Необходимо иметь в виду, что одновре-
менно могут работать только три машинных
преобразователя, четвертый — любой из них
— является резервным. Любой из четырех ма-
шинных преобразователей может быть под-
ключен для питания электродвигателей ле-
бедки, насосов и ротора. При выполнении
СПО (подъем или спуск бурильной или обсад-
ной колонн) должны работать только два ма-
шинных преобразователя, а оставшиеся два в
этом случае будут резервными.
При бурении в начальной стадии долж-
ны работать три буровых насоса УНБ-1250,
а поэтому и три машинных преобразовате-
ля, один преобразователь будет резервным.
В конечной стадии бурения потребует-
ся работа только одного преобразователя,
тогда резервными будут три машинных пре-
образователя.
Применение четырех машинных пре-
образователей постоянного тока позволяет
надежно обеспечить работу буровых насосов
на всех стадиях бурения и выполнение спус-
ка и подъема бурильной колонны, а также
спуска обсадных колонн.
4.2.5. Оборудование
для морских буровых установок
Растущие потребности топлива, и в пер-
вую очередь нефти и газа, обусловливают
усиление внимания к проблемам их добычи
не только на суше, но и на акваториях морей
и океанов. По этой причине последний пери-
од времени характеризуется интенсивным
развитием добычи нефти и газа на море.
Поисково-разведочные работы на аква-
ториях морей проводятся в более ста стра-
нах. Интенсивное развитие морской нефте-
газодобычи явилось основой создания новой
отрасли нефтяной науки и техники - морско-
го нефтепромыслового дела. В настоящее
время около половины всех вновь открывае-
мых месторождений мировой нефтедобычи
приходится на акватории морей и океанов и
около 30 % - всей.
Открытие и вовлечение в разработку
новых морских нефтегазовых месторожде-
ний полностью зависит от создания и внед-
рения рациональных конструкций гидротех-
нических сооружений, предназначенных для
бурения разведочных и эксплуатационных
скважин: стационарных платформ (СБП), са-
моподъёмных плавучих буровых установок
(СПБУ), плавучих полупогружных буровых
установок (ППБУ) и буровых судов (БС).
В качестве примера на рис. 4.^.пред-
ставлен внешний вид полупогружной плаву-
чей буровой платформы (ППБУ). Платформа
типа катамаран состоит из двух понтонов,
соединенных связями, и шести стабилизи-
рующих колонн. Верхняя часть колонн при-
соединена к корпусу, а нижняя - к понтонам.
В рабочем положении верхний корпус нахо-
дится над поверхностью моря, а понтоны - в
подводном положении. Таким образом, на-
личие колонн обеспечивает снижение вол-
новых нагрузок на платформу в целом.
На главной, основной и верхней палу-
бах размещены: жилой блок, подвышенное
основание (портал) с буровой вышкой, буро-
вой лебедкой, ротором с приводами и другим
оборудованием. В помещениях палубы (трю-
мах) находится силовой блок с дизель-элект-
рическими станциями, электрический блок,
буровые насосы, система цементирования и
циркуляционная система. Платформа удер-
живается на устье скважины восемью яко-
рями на цепях, натяжение цепей осуществ-
ляется якорными лебедками. Отклонение
платформы при бурении от вертикали и оси
скважины контролируется приборами через
спутниковую связь.
Строительство платформ и монтаж бу-
рового и технологического оборудования в
Советском Союзе производились на судост-
роительных заводах Астрахани, Выборга и
Херсона. Строительство новых платформ
планируется вести на заводах Объединен-
ных машиностроительных заводов («Крас-
ное Сормово», «Астраханский корабел»). Про-
ектирование морских платформ в России ве-
дёт ЦКБ «Рубин», а в СНГ - ЦКБ «Коралл», вхо-
дящий с 2002 года в состав Объединенных
машиностроительных заводов).
Для оснащения морских буровых устано-
вок всех названных типов Объединенные ма-
шиностроительные заводы (Уралмаш) с 1970 г.
Рис. 4.15. Общий вид ППБУ типа «Шельф»
разрабатывают и производят комплекты буро-
вого оборудования для бурения на море.
За прошедший период накоплен огром-
ный опыт создания морского бурового обору-
дования, приспособленного к конкретным
условиям бурения в различных районах Рос-
сии и за рубежом. С 1976 года спроектирова-
ны и изготовлены 44 комплекта бурового обо-
рудования для бурения на море, в том числе:
- 20 комплектов для стационарных бу-
ровых платформ (СБП);
- 12 комплектов для самоподъёмных
плавучих буровых установок (СПБУ);
- 11 комплектов для плавучих полупо-
гружных буровых установок (ППБУ);
- один комплект для оснащения бурово-
го судна (БС).
В комплект поставки для морских буро-
вых платформ входит следующее основное
буровое оборудование, которое размещается
на буровой площадке (портале) и в трюме
платформ :
• буровая вышка, оснащённая оборудо-
ванием (рис. 4.16);
Рис. 4.16. Буровая вышка для морских
буровых установок
• талевая система (талевый блок или
крюкоблок, талевый канат и пр.);
• вертлюг;
• ротор;
• агрегаты насосные с электропривода-
ми, (буровые триплексные насосы мощнос-
тью от 750 до 1500 кВт, которые размещают-
ся в трюмах платформ);
• буровая лебедка (с приводами от ти-
ходных или быстроходных электродвигате-
лей в зависимости от требований заказчика);
• ключ буровой (с гидро- или с пневмо-
приводом);
• комплект механизмов для осуществ-
ления спуско-подъемных операций;
• вспомогательные лебедки;
• компенсаторы вертикальной качки
для ППБУ и буровых судов (рис. 4.17);
• механизм крепления неподвижной
ветви талевого каната;
• система верхнего привода;
• комплект электрооборудования (в
объёме комплектации узлов и агрегатов по-
ставляемого оборудования) и по требованию
заказчика комплект тиристорных преобра-
зователей, освещение вышки и кабели, про-
кладываемые по ней;
• система приготовления и очистки бу-
рового раствора (ЦС) и манифольд.
Параметры комплектов бурового обо-
рудование для стационарных буровых плат-
форм приведены в табл. 4.15
Параметры оборудования для плавучих
самоподъёмных буровых установок (СПБУ)
представлены в табл. 4.16.
Параметры оборудования для плавучих
полупогружных буровых установок и бурово-
го судна представлены в табл. 4.17.
Комплектность основных типов мор-
ского бурового оборудования представлена в
табл. 4.17
В комплект оборудования для полупо-
гружных платформ и бурового судна входит
компенсатор бурильной колонны, размеща-
емый на талевом блоке, а в последнем вари-
анте оборудования для ППБУ компенсатор
размещается на кронблоке и применена сие -
тема верхнего привода.
По требованию заказчика в составе
комплектов бурового оборудования могут
быть применены системы верхнего привода,
как отечественного (СВП-320 или СВП-500),
так и зарубежного производства.
Отличительной особенностью морско-
го бурового оборудования Объединенных
машиностроительных заводов (Уралмаш),
является то, что с начала их разработки для
основных механизмов был применен глубоко
регулируемый привод постоянного тока по
схеме ТП-Д (управляемый тиристорный пре-
образователь - электродвигатель постоянно-
го тока). Такая система электропривода поз-,
воляет применять более прогрессивные ме-
тоды проходки скважин и существенно улуч-
шить их качество за счет того, что имеется
возможность задать требуемые при бурении
сочетания по нагрузке на долото по количе-
ству раствора, закачиваемого в скважину, и
числу оборотов ротора.
Другим отличием бурового оборудова-
ния для морского бурения являются более же-
сткие требования по взрывозащите, в резуль-
тате чего потребовалась разработка оборудо-
вания во взрывобезопасном исполнении.
В приводе буровых лебедок первого по-
коления морских установок использовались
тихоходные высокомоментные электродви-
гатели, соединяемые с валом барабана на-
прямую, что позволяло использовать их од-
новременно в качестве тормозных машин
при спуске бурильных и обсадных колонн.
Второе поколение морских буровых устано-
вок отличалось использованием в приводе
буровых лебёдок быстроходных электродви-
гателей с цепными передачами и электро-
магнитными тормозами новой серии с повы-
шенным тормозным моментом.
Последние разработки предусматрива-
ют использование лебедок новой серии ЭТ.
Они имеют идеальную подъёмную характе-
ристику с полным использованием входной
Рис.4.17. Компенсатор вертикальных
перемещений бурильной колонны
мощности и регулированием скорости подъ-
ёма от 0 до 100 %. Все они построены по еди-
ной кинематической схеме, а именно: бара-
бан лебедки через зубчатую двухскоростную
коробку передач соединен с одним или двумя
быстроходными двигателями постоянного
тока. На среднем быстроходном валу короб-
ки передач установлен дисковый тормоз с
пневматическим или гидравлическим при-
водом. В конструкции лебедок отсутствуют
шинно-пневматические муфты. Благодаря
Таблица 4.15
Наименование параметра Шифр оборудования
НБО-ЭСП КБО 4000/250 ЭСП КБО 5000/320 ДГ-СП
Нагрузка на крюке, тс 225 250 320
Глубина бурения,м 4000 5000 6500
Глубина моря, м 200
Привод механизмов Переменный ток Постоянный ток Диэель- гидравлический
Масса, т 250 270 380
Изготовлено 6 4 6
Место эксплуатации Каспийское море
Таблица 4.16
Наименование параметра Шифр оборудования
КБО 5000/320 ПЭМ КБО 6500/400 ЭУМ
Нагрузка на крюке, тс 320 400
Глубина бурения, м 6000 6500
Глубина моря, м 70 100
Привод механизмов Постоянный ток
Масса, т 494 443
Изготовлено, шт 14 2
Место эксплуатации Каспийское, Черное моря Баренцево и Охотское моря
Таблица 4.17
Наименование параметра Шифр оборудования
КБО 5000/320 ППЭМ КБО 6500/400
ППЭМ БСЭ
Нагрузка на крюке, тс 320 400 400
Глубина бурения, м 6000 6500 6500
Глубина моря, м 200 300 300
Привод механизмов Постоянный ток
Масса, т 650 635 690
Изготовлено, шт 11 проект 1
Место эксплуатации Каспийское, Баренцево и Охотское моря Баренцево, Охотское и Карское моря
Таблица 4.18
Комплектность установок морского бурения
Механизмы и агрегаты КБО 4000/250 ЭСП КБО 5000/320 ДГСП КБО 5000/320 ПЭМ КБО 5000/320 ППЭМ КБО 6500/400 ЭУМ КБО 6500/400 БСЭ
Лебедка буровая ЛБУ 37-1100-СП ЛБУ 1700 Д-СП ЛБУ 2000П ЛБУ 2000П ЛБУ 2000ПМ ЛБУ 2000ПМ
Насос буровой УНБТ 950 УНБТ950 УНБТ 950 УНБТ 950 УНБТ 950 УНБТ 950
Ротор Р-700 Р-700 Р-700 Р-1260 Р-950 Р-1260
Комплекс механизмов АСП и КМСП КМСП 5000 МП АСП-4М; АСП-МП КМСП 5000 КМСП 6500 КМСП 6500
Кронблок, секции шкивов УКБА-6-320 УКБА-7-400 УКБА-7-400 Секция шкивов оснастка 6x7 УКБА-7-400
Талевый блок УТБА-5-250 УТБА 6-320 УТБА 6-320 УТБА6-320П УТБА 6-400 УТБА 6-400
Вертлюг УВ-250 УВ-320 УВ-320 УВ-320 УВ-450 УВ-450
Вышка УВСП-45х250 ВМБА-54х320 ВБП-54-320 ВБП-53-320 ВБП-54-400 ВБ-45х400
Ключ буровой АКБ-ЗМА2
Вспомогательная лебедка ЛВ-44М ЛВ-15 ЛВ-22 ЛВ-22 1 ЛВ-44М ЛВ-44М ’
Компенсатор вертикальных колебаний бурильной колонны На талевом блоке УКБК-200 На талевом блоке УКПП-200-400-5,5
Силовой верхний привод СВП-320 СВП-320 СВП-320 СВП-500 СВП-500
тому, что функцию основного тормоза вы-
полняют двигатели лебедки, дисковый тор-
моз используется только для фиксации груза
в неподвижном положении.
Все валы зубчатых передач имеют бес-
контактные уплотнения, что позволяет пол-
ностью исключить какие-либо резиновые
манжеты, смена которых всегда представля-
ет проблему. Электродвигатели привода ле-
бедки, кроме основного режима подъёма ин-
струмента, имеют режим его торможения
при спуске вплоть до полной остановки и
удержания, а также режим регулятора пода-
чи долота. В случае аварийного отключения
электроэнергии двигатели способны произ-
вести подъём инструмента, работая от ава-
рийной электростанции мощностью 200 кВт.
Лебедка имеет дистанционное управле-
ние с помощью командоконтроллера, сводя к
минимуму физические затраты труда. А пере-
ключение передач с «быстрой» на «тихую» про-
изводится крайне редко, так как в большин-
стве случаев всю работу с бурильной колон-
ной можно вести на «быстрой» передаче.
Меньшие габариты и масса новых лебедок
позволяют сократить соответственно габари-
ты и массу металлоконструкций буровой пло-
щадки, а также улучшить условия монтажа.
Существенным отличием оборудова-
ния ОМЗ для морских буровых установок яв-
ляется:
1. Высокая степень механизации вспо-
могательных работ.
2. Привод вспомогательных механиз-
мов осуществляется преимущественно от
электродвигателей переменного тока напря-
жением 380 В.
3. В комплексе механизации спуско-
подъемных операций типа АСП для работы в
сложных климатических условиях примене-
на система промышленного телевидения.
Кроме того, для полупогружных буровых ус-
тановок и для буровых судов в магазинах для
бурильных свечей предусматриваются ин-
дивидуальные защёлки для каждой свечи.
4. Система управления главными меха-
низмами выполнена на базе микропроцессор-
ных контроллеров, что повышает надежность
системы и позволяет значительно уменьшить
количество электрических кабелей.
5. На установках бурильщик и оператор
комплекса механизации спуско-подъема ра-
ботают в положении «сидя», что значительно
снижает их утомляемость и соответственно
повышает производительность труда.
АГРЕГАТЫ ДЛЯ БУРЕНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН
Агрегаты для бурения и ремонта сква-
жин, в отличие от буровых установок, пред-
назначены для выполнения работ на ранее
пробуренных скважинах. Иногда они приме-
няются для бурения легких разведочных
скважин, т.е. скважин малого диаметра и от-
носительно небольшой глубины. Грузоподъ-
емность агрегатов по сравнению с буровыми
установками относительно невелика. Наи-
более часто на российских месторождениях
применяются агрегаты грузоподъемностью
50-60 тонн (А-50М, УПА-60 и др.). Агрегаты
большой грузоподъемности от 100 и более
тонн применяются в основном для бурения и
поэтому называются мобильными буровы-
ми установками.
Основой агрегатов для ремонта сква-
жин являются подъемники, которые вклю-
чают вышку (мачту) с талевой системой, ле-
бедку, приводные двигатели, трансмиссию.
Поскольку агрегат находится на точке не-
продолжительное время, основное оборудо-
вание агрегатов монтируется моноблоком на
самоходном автомобильном шасси или полу-
прицепе (трейлере). Для выполнения буро-
вых операций подъемники дополняются мо-
дулями циркуляционной системы, буровых
насосов, компрессорного оборудования, ди-
зель-электрической станции и т.п.
Наибольшие различия между агрегата-
ми для ремонта скважин и мобильными бу-
ровыми установками заключаются в ком-
плектации. Как правило, буровые установки
имеют ротор с большим проходным отвер-
стием, в циркуляционной системе применя-
ются 3 или 4 степени очистки бурового рас-
твора, устанавливаются буровые насосы
большой мощности. С увеличением грузо-
подъемности отличия уменьшаются. Подъ-
емники мобильных буровых установок, как
правило, размещают на многоосных автомо-
бильных шасси или полуприцепах. Исполни-
тельные механизмы установок на многоос-
ном шасси имеют привод от маршевого дви-
гателя и оснащены трансмиссией, лебедкой,
вышкой, цилиндрами для подъема вышки и
другим оборудованием. Агрегаты в таком ис-
полнении автономны, могут проехать само-
стоятельно в любое нужное место. Двигатели
этих агрегатов работают интенсивно и при
переездах, и при работе на скважине. Подъ-
емники на полуприцепах содержат те же ме-
ханизмы, но для их транспортировки требу-
ется седельный тягач. Однако маршевые
двигатели этих подъемников работают толь-
ко на скважине и, следовательно, служат
значительно дольше.
По мере увеличения грузоподъемности
увеличиваются габариты оборудования, и по-
этому подъемники грузоподъемностью со 160 -
200 т не «вписываются» в транспортный габа-
рит по высоте, который в большинстве стран
принят 4.5 м. В этом случае вышки агрегатов
могут транспортироваться отдельно.
При проведении ремонтных работ на
пробуренной скважине, когда требуется про-
водить в основном спуско-подъемные опера-
ции, целесообразно использование агрегатов
на самоходном шасси. Если же необходимо
проводить зарезку бокового ствола или буре-
ние новой скважины, более целесообразным
является применение подъемников в трейлер-
ном исполнении на полуприцепах, так как и
все остальное оборудование (блоки циркуля-
ционной системы, буровые насосы, и т. д.)
также располагается на полуприцепах. Важно
отметить, что при монтаже-демонтаже агре-
гатов для ремонта скважин и мобильных (уро-
вых установок на скважине не применяются
краны, так как приведение всех механизмов в
рабочее положение и их демонтаж осуществ-
ляются гидроцилиндрами и другими встроен-
ными вспомогательными механизмами.
Для выполнения различных видов ка-
питального ремонта скважин применяют со-
ответствующие комплексы оборудования и
инструментов. Состав комплекта определя-
ется видом ремонта, технологией выполне-
ния работ и условиями эксплуатации.
По назначению все комплексы обору-
дования можно условно разделить на следу-
ющие группы:
• для проведения текущего ремонта
скважин;
• капитального ремонта скважин;
• испытаний скважин;
• освоения скважин;
• бурения скважин и зарезки боковых
стволов.
Основой каждого из комплексов являет-
ся подъемный агрегат, комплектность осталь-
ного оборудования перечисленных комплек-
сов существенно различается и, в зависимос-
ти от состава работ на скважине, предназна-
чается для выполнения следующих техноло-
гических операций:
- спуско-подъемные операции с различ-
ными видами скважинного инструмента;
- ремонт внутрискважинного техноло-
гического оборудования (исправление и за-
мена обсадных колонн, восстановление це-
ментного моста, восстановление фильтра
скважины, изоляция подошвенных вод, пе-
реход на новый горизонт добычи, ликвида-
ция аварий, ремонт устьевого оборудования,
установка пакеров и клапанов, промывка
скважины):
- зарезка боковых стволов (установка
отклонителей, вырезание окна в обсадной
колонне, бурение ствола, крепление);
- операции по исследованию пласта и
его освоению.
К основному оборудованию, при помо-
щи которого проводят спуско-подъемные
операции, следует отнести самоходные
подъемные лебедки и собственно подъемные
агрегаты, монтируемые на самоходных
транспортных базах (гусеничных или колес-
ных). Подъемные агрегаты, в отличие от ле-
бедок, оснащаются вышкой с талевой систе-
мой и ключами для свинчивания и развин-
чивания бурильных и насосно-компрессор-
ных труб, насосных штанг.
По конструктивному типу установки,
предназначенные для ремонта и бурения сква-
жин, можно разделить на две группы: агрега-
ты для обычного (дискретного) подъёма труб
(НКТ, бурильные трубы) и агрегаты д ля работы
гибкими трубами.
Обычные (традиционные) агрегаты клас-
сифицируются по следующим признакам:
1. По типу устройства, вращающего бу-
ровой инструмент:
1.1. Ротор, который, в свою очередь,
различается по типу трансмиссии:
- с механической трансмиссией;
- с гидромеханической трансмиссией.
1.2. Силовой вертлюг;
1.3. Верхний привод;
2. По конструкции лебедки;
2,1. С механической трансмиссией.
2.2. С гидромеханической трансмиссией.
3. По типу транспортной базы:
3.1. Самоходная.
3.2. Прицеп или полуприцеп.
Птавным параметром, по которому в
соответствии с ГОСТ 28113-89 классифици-
руются все агрегаты для ремонта и бурения
скважин, является грузоподъемность. Ос-
новными параметрами являются условная
глубина скважины (при бурении или ремон-
те); высота мачты (длина свечи); мощность
подъемного агрегата.
Мобильные буровые установки и агре-
гаты для ремонта скважин в настоящее вре-
мя изготавливает целый ряд заводов в нашей
стране и за рубежом. Среди российских пред-
приятий можно назвать Кунгурский, Ишим-
байский, Петербургский машиностроитель-
ные заводы, ВЗБТ и Объединенные машино-
строительные заводы.
Агрегаты производства Объединенных
машиностроительных заводов (UPET S.A. и
Уралмаш) предназначаются для бурения, а
также для подземного и капитального ре-
монта скважин. Они могут эксплуатировать-
ся в разнообразных природно-климатичес-
ких условиях. Агрегаты монтируются на са-
моходной транспортной базе и могут транс-
портироваться как по бездорожью, так и по
дорогам общего назначения.
Применяемый способ бурения враща-
тельный с промывкой забоя буровым раство-
ром. Вращение бурового долота осуществля-
ется механическим ротором, гидроротором,
силовым вертлюгом или забойным гидравли-
ческим двигателем.
Технические характеристики основ-
ных механизмов этого ряда установок при-
ведены в табл. 5.1.
Приведем в качестве примера описа-
ние установки для бурения нефтяных и газо-
вых скважин TD 125-СА-А6 (Объединенные
машиностроительные заводы). Общий вид
установки в транспортном положении и в
рабочем положении приведен на рис.5.1 и
5.2, а кинематическая схема - на рис. 5.3.
Установка TD 125-СА-А6 является мо-
бильной самоходной буровой установкой
грузоподъемностью на крюке 125 тс. Мон-
тажная база для установки - шестиосное
шасси DAC 72.600 производства завода
ROMAN SA (г. Брашов, Румыния). Ведущие
оси автошасси - 1, 2, 4 и 5, а управляемые - 1,
2, 3 и 6. Нагрузка на каждую ось составляет
12 т. В качестве монтажной базы могут быть
использованы автошасси производства рос-
сийских и белорусских фирм, имеющих ана-
Рис.5.1. Мобильная буровая установка TD-125-СА-А6 в транспортном положении
логи в соответствии с их функциональными
требованиями. Вариант конструкции на
российском или белорусском шасси, приспо-
собленный для ведения работ в условиях
российских месторождений, имеет марку
БУ2000/125ДМ (буровая установка с услов-
ной глубиной бурения 2000 м, грузоподъем-
ностью 125 тонн, с дизельным приводом, мо-
бильная). Привод подъемника осуществля-
ется от двух силовых блоков, каждый из ко-
торых включает в себя дизельный двигатель
(Катерпиллар) и гидродинамическую транс-
миссию (Аллисон) мощностью 300 л.с. Ос-
новные конструктивные особенности обору-
дования указываются в нижеприведенной
схеме обозначения установок.
От силовых блоков движение передает-
ся через карданы на ведущие мосты авто-
шасси и на конический блок. От коническо-
го блока через цепную передачу движение
передается на буровую лебедку TF-18, осна-
щенную шинно-пневматической муфтой.
Гйдравлический тормоз обеспечивает безо-
пасный спуск бурового снаряда. Гйдротор-
моз соединен с буровой лебедкой посредст-
вом обгонной муфты и цепной передачи. Для
привода ротора применена цепная переда-
ча, конический блок реверса, кардан и вер-
тикальная цепная передача.
Для повышения надежности работы си-
лового блока предусмотрены регуляторы
температуры воды, давления масла в двига-
теле и температуры масла в гидродинамиче-
ской передаче. Данные регуляторы при до-
стижении опасных величин температур дают
команду для остановки двигателей. Другая
система защиты гидродинамических транс-
миссий позволяет работать установке только
с одним двигателем в том случае, когда неис-
правный двигатель отключен от суммирую-
щей коробки. Пневмосистема позволяет осу-
ществлять экстренную остановку двигателей
в момент появления газов в рабочей зоне.
Спуско-подъемный комплекс включает
в себя:
- телескопическую двухсекционную U-
образную мачту МУ 125-33,4;
- лебедку TF-18;
- кронблок;
- крюкоблок МС 150-4x28;
- вертлюг CH-150;
- талевый канат диаметром 28 мм;
- растяжки.
Выдвижение верхней секции мачты
осуществляется гидроцилиндром, а подъем
мачты - двумя гидроцилиндрами. Все упо-
мянутые гидроцилиндры оборудованы сис-
темой удаления воздуха и управляются от
гидравлического пульта. В процессе подъема
и выдвижения мачты, а также в процессе
эксплуатации подъемник устанавливается
на четырех гидравлических и на четырех ме-
ханических домкратах.
Для складирования бурильных труб на
мачте предусмотрен балкон верхового рабо-
чего, подъем которого осуществляется авто-
матически одновременно с выдвижением
верхней секции мачты.
Узлы механизации включают: вспомо-
гательную лебедку, гидрораскрепитель, при-
способление для свинчивания и развинчива-
ния бурильных обсадных труб. Все узлы име-
ют гидравлический привод.
Гйдравлическая силовая система со-
стоит из двух гидравлических насосов, смон-
тированных на двух двигателях, и двух насо-
сов, смонтированных на суммирующей ко-
робке. В состав гидравлической системы
входит также резервуар для масла, гидрав-
лический пульт управления, аппаратура за-
щиты и контроля, а также измерительная
аппаратура, позволяющая обеспечить ис-
правную работу всех гидравлических потре-
бителей при условии соблюдения правил бе-
зопасности труда.
Пневматическая система состоит из:
- компрессора с приводом от суммиру-
ющей коробки;
- резервуара воздуха, имеющего защиту;
- пульта управления.
Пульт управления состоит из аппара-
тов управления, измерения параметров и
контроля работы всех узлов, в том числе ди-
зелей и гидродинамических трансмиссий,
что обеспечивает безопасную эксплуатацию
установки. Пульт управления смонтирован
на полу буровой в непосредственной близос-
ти от тормозной рукоятки буровой лебедки.
Кроме самоходного вышечно-лебедоч-
ного блока в состав установки также входят:
- подвышенное основание высотой 4,5 м;
- ротор МРС 175;
- кабина бурильщика;
- .наклонный желоб;
Рис.5.3. Кинематическая схема мобильной буровой установки TD-125-CA-A6
Таблица 5.1
Технические характеристики мобильных установок для ремонта и бурения скважин
Объединенных машиностроительных заводов (UPET S.A.)
ПАРАМЕТР Ед. Изм. TD160 СА-А7 TD125 (TW125) СА-А6 TD100 (TW100) СА-А5 TD80 (TW80) СА-А4 TW70 СА-А4 TD6O (TW60) СА-А4 TD50 СА-А4 TW40 СА-А4
Максимальная статическая нагрузка на крюке ТС 160 125 100 80 70 60 50 40
Глубина бурения с БТ 4 1/2" (24,9 кг/м) м 3200 2800 2100 1800 - 1300 1100 -
Глубина при ремонте с БТ 2 7/8” (15,6 кг/м) м - 6500 5200 3900 3500 3000 - 1900
Глубина при текущем ремонте с НКТ 2 7/8" (13,05 кг/м) м - 9000 7000 4700 4500 3900 - 2600
Количество барабанов - 1 (2) 1(2) 1 (2) 1(2) 1 1 1 1
Диаметр талевого каната мм 28 28 25 25 25 25 22 22
Диаметр талевого каната мм 14 14 14 14 14 14 - 14
Максимальное натяжение в талевом канате м с 20 11,5 11,5 11,5 10 7,5
Кол-во скоростей на лебедке - 5 + 1R 5+ 1R 5 + 1R 5 + 1R 5 + 1R 5 + 1R 4+ 1R 4 + 1R
Оснастка талевой системы - 10 8 8 8 6 6 6 6
Высота мачты м 34,1 33,4 33,4 32,0 30,0 30,0 27,2 27,2
Длина поднимаемых свечей м 20 20 20 18 18 18 20 20
Приводная мощность двигателя: (CATERPILLAR ) кол-во X л.с. 2x400 2x300 1 х 505 1 хЗОО 1 хЗОО 1 хЗОО 1 хЗОО 1 хЗОО
Г идродинамическая трансмиссия ALLISON - CLBT 754 2GS CLT 754 DB CLT 754 DB CLT 754 DB CLT 754 DB CLT 754 DB
Формула колес - 14x10 12x8 10x8 8x8 8x8 8x8 8x6/4 8x6/4
Габаритные размеры: длина м 21,2 20,8 22,6 20 19,5 19,5 16,25 16,25
ширина м 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 2,5 2,5
высота м 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,1 4,1
Максимальная масса при транспортировке т 84 72 60 48 48 48 40 40
Примечание. Бурение (TD), текущий и капитальный ремонт скважин (TW).
Таблица 5.2
Сопоставительные параметры современных мобильных буровых установок г/п 125 т
Параметр Изготовитель установки
ОМЗ (UPET) ВЗБТ KREMCO COOPER CARDWELL IRI
TD125-CA-A6 БР-125 К750;К750Т (К125) LTO 550 (LTO 650) КВ-250А/ 215-96 IRI 500
Глубина бурения для типоразмеров труб Типоразмер труб (Максим, нагрузка на крюке) ед. иэм.
2 7/8" (16,20 кг/м) тс 125 125 136(125) 113(127) 113 126,4
м 5200
3 1/2" (24,14кг/м) м 3500 3353 2438
4" (23,41 кг/м) м 3600 3000
4 1/2" (24,90 кг/м) м 3000 2500 3048
4 1/2" (33,62 кг/м) м 2600
Глубина при текущем ремонте для типоразмеров НКТ НКТ 2 1/2” (кг/м) м 6096
НКТ 2 7/8” (13,05 кг/м) м 7100 6264 3692
НКТ 3 1/2” (13,80 кг/м) м 6700 6400 6705
НКТ 4 1/2" (16,36 кг/м) м 5600
Высота мачты от грунта до подкронблочной балки м 33,4 39,8 34(33) 31,8(34,13) 29,4
Максим, длина поднимаемой свечи м 20 18
Скорость подъема крюка м/с 0,17- 1,70 0,1 - 1,6
Максимальная мощность приводного двигателя л.с. 600(2x300) 480 490(320) 550 400 500
Количество барабанов лебедки - 1; (2) 1 2 2 2 2
Диаметр талевого каната мм 28 28
Кол-во скоростей на основном барабане лебедки - 5+ 1R
Кол-во скоростей на тартальном барабане лебедки - 5+ 1R
Максим, натяжение талевого каната тс 20 22
Оснастка талевой системы - 4x5 4x5 4x5 4x5 4x5
Максимальный диаметр проходного отверстия ротора мм 698,5 360 698,5 699,5
Максимальная частота вращения ротора об/мин 300
Формула колес - 12x8 12x8 (12x8)
Габаритные размеры при транспорте: длина м 20,8 16,79 17,7
высота м 4,5 4,22 4,0
ширина м 3,0 2,87 2,65
- приемные мостки для труб;
- насосные блоки (2 шт.) мощностью
700 л.с.;
- система приготовления и циркуляции
бурового раствора;
- система приготовления сжатого воз-
духа GPA 4;
- дизель-электрическая станция.
Вышеупомянутая установка вследст-
вие простоты кинематической схемы и уз-
лов, которые входят в ее состав, имеет следу-
ющие преимущества:
- снижение времени транспортировки
с одного места работы на другое;
- высокая маневренность в промысло-
вых условиях;
- возможность транспортировки по до-
рогам общего назначения;
- механизация операций на устье
скважины;
- удобство монтажа и эксплуатации;
- наличие защитных систем в процессе
эксплуатации для всех узлов установки, в
том числе для двигателей и гидродинамиче-
ских трансмиссий;
- контроль над работой всех узлов с
центрального пульта;
- высокая производительность работ на
скважине;
- экономичность.
В настоящее время усовершенствова-
ние всех моделей мобильных установок на-
правлено в основном на уменьшение их мас-
сы, на увеличение запаса по грузоподъемно-
сти, оснащение установок устройствами ме-
ханизации и автоматизации. Все это способ-
ствует повышению производительности за
счет снижения простоев и организационно-
технических перерывов в работе (транспорт,
установка на месте работы, маневрирование
вспомогательного оборудования и пр.). В ва-
рианте, приспособленном для работы в усло-
виях российских месторождений, кроме за-
мены шасси, установка оборудована укры-
тиями и устройствами для обогрева основ-
ных механизмов и буровой площадки, увели-
чена высота балкона верхового рабочего и
внесены усовершенствования в конструк-
цию лебедки.
В табл. 5.2 приведены параметры мо-
бильных буровых установок основных про-
изводителей этого вида оборудования.
ВЫБОР БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Выбор бурового оборудования обычно
осуществляется в той же последовательнос-
ти, как и представленная выше (см. часть II
глава 2) классификация БУ. Отечественные
заводы выпускают комплектные буровые ус-
тановки, которые классифицируются по на-
значению, способам бурения, конструкции
узлов и механизмов, величине главного па-
раметра.
По назначению комплектные установ-
ки для бурения и обслуживания скважин
классифицируются следующим образом:
1. Установки для бурения скважин:
- сейсморазведочных;
- структурно - поисковых;
- гидрогеологических;
- глубоких разведочных и эксплуатаци-
онных скважин на нефть и газ;
2. Агрегаты для освоения, испытаний и
ремонта скважин.
3. Агрегаты и установки для бурения и
ремонта скважин.
Из представленного классификацион-
ного ряда далее рассматриваются вопросы
выбора и комплектации буровых установок,
предназначенных для строительства глубо-
ких разведочных и эксплуатационных сква-
жин на нефть и газ.
На установках этого класса реализуются
способы бурения, представленные на рис. 6.1.
По конструктивному исполнению
установки различаются:
1. По виду привода: дизельный, дизель -
гидравлический, электрический, электриче-
ский регулируемый, дизель - электрический.
2. По способу монтажа транспортиро-
вания: крупноблочные, блочно-модульные (в
т.ч. кустового бурения), мелкоблочные, мо-
бильные (передвижные и самоходные).
3. По конструкции основных и вспомо-
гательных органов: вращателя (ротор, верт-
люг, система верхнего привода); механизма
подачи (РПД); талевой системы лебедки; на-
сосов; средств приготовления и очистки бу-
ровых растворов; буровых сооружений (вы-
шек, оснований); средств механизации и т.д.
Комплектация буровой установки пере-
численными выше техническими средствами
зависит от специфики применяемой техноло-
гии бурения, способа монтажа и транспорти-
рования, системы энергообеспечения, о (уст-
ройства буровой установки с учетом климати-
ческих и геолого-технических факторов.
В качестве главного параметра в буро-
вых установках используется допускаемая
нагрузка на крюке. В отечественной практи-
ке бурения выбор бурового оборудования
для комплектации буровых установок бази-
руется на жесткой взаимосвязи параметров
оборудования с глубиной бурения. Система
Рис. 6.1. Способы бурения, реализуемые в установках глубокого бурения
этих параметров приведена в ГОСТ 16293-
89. Главные параметры буровой установки,
т.е. допускаемая нагрузка на крюке и услов-
ная глубина бурения, используются для обо-
значения (шифра) буровой установки, на-
пример: БУ 3200/200 ЭК-БМ.
Следует обратить внимание на то, что
допускаемая нагрузка на крюке является па-
раметром, характеризующим несущую спо-
собность грузоподъемной части буровой ус-
тановки. Величина этого параметра опреде-
ляется прочностью наиболее слабого компо-
нента, которым, как правило, является тале-
вый канат. Представленная методология
комплектации буровых установок ориенти-
рована на средние условия бурения, и поэто-
му в каждом конкретном случае можно ожи-
дать, что эти параметры могут быть избы-
точными или недостаточными для осуще-
ствления процессов бурения в данных усло-
виях на оптимальных режимах.
Выбор установки производится в сле-
дующей последовательности: первоначаль-
но устанавливается тип установки по назна-
чению с позиций решаемой задачи и усло-
вий эксплуатации, затем производится вы-
бор установки по возможным способам буре-
ния и конструкции основных узлов. На за-
ключительном этапе производится выбор
конкретной машины по величине главного
параметра.
За рубежом, в частности в США, реали-
зуется методика выбора бурового оборудова-
ния, изложенная в бюллетене D10 Амери-
канского нефтяного института (АНИ). Она
максимально учитывает условия бурения
конкретной скважины и построена по прин-
ципу выбора параметров бурового оборудо-
вания применительно к технологическим
потребностям каждой функциональной сис-
темы буровой установки. В частности, рас-
сматриваются следующие системы: привода
долота, спуска - подъема бурильного инстру-
мента, промывки скважины, привода буро-
вых машин и энергообеспечения.
В процедуре выбора по АНИ отсутству-
ет привязка допускаемой нагрузки на крюке
к глубине бурения, а параметры буровой ус-
тановки выражены только перечнем пара-
метров ее компонентов. При выборе бурово-
го оборудования по этой схеме для условного
обозначения буровой установки обычно ис-
пользуется шифр лебедки, например,
"National - Oilwell 1320UF".
Ниже изложена процедура выбора бу-
рового оборудования, которая позволит обес-
печить достаточно полное соответствие па-
раметров буровой установки требованиям
технологии бурения и условий эксплуатации.
1. Анализ условий
сооружения скважин
Исходными данными для выбора буро-
вого оборудования являются:
1. Геолого-технический наряд (ГТН), где
указываются:
1.1. Особенности геологического разреза:
- краткое описание горных пород (на-
звание, физико-механические свойства);
- характеристика зон возможных ос-
ложнений;
- основные параметры пласта: интер-
вал, мощность, свойства пород коллектора,
дебит, пластовое давление.
1.2. Конструкция скважины:
- профиль скважины (зенитный угол и
азимут по интервалам);
- диаметры и глубины бурения отдель-
ных интервалов;
- диаметры обсадных колонн, их длина,
параметры обсадных труб;
- интервалы цементирования;
- зоны перфорации или установки
фильтров.
1.3. Технология бурения:
- способы и режимы бурения;
- типы долот;
- компоновка бурильных колонн;
2. Сведения о регионе бурения:
- климатические и метеорологические
условия (температурные и ветровые воздей-
ствия, осадки);
- условия транспортирования оборудо-
вания;
- методика проходки стволов (бурение
одиночных скважин, кустовое бурение, мно-
гозабойное);
- условия энергообеспечения (наличие
ЛЭП).
2. Выбор технологического процесса
сооружения ствола
На этом этапе определяются способы
выполнения основных операций технологи-
ческого процесса, инструмент для их выпол-
нения и параметры этих процессов (эти дан-
ные приводятся в технической части ГТН).
Значения энергетических параметров
процесса бурения могут быть приближённо
определены по графикам (номограммам) для
данных условий бурения. Анализ получен-
ных зависимостей является основой для оп-
тимизации процесса бурения по минимуму
затрат мощности. Для принятия компро-
миссного решения при прочих равных усло-
виях предпочтение следует отдавать вариан-
ту, при котором обеспечивается минимум
времени проходки ствола.
3. Анализ существующего
бурового оборудования
Анализ существующего бурового обо-
рудования производится путём оценки соот-
ветствия его технических возможностей
требованиям технологического процесса.
На первом этапе устанавливаются на-
личие в комплекте буровой установки обору-
дования для эффективной реализации вы-
бранной технологии бурения в заданных ус-
ловиях. На втором - оценивается степень со-
ответствия требуемых параметров техноло-
гических процессов возможностям узлов бу-
ровой установки.
Таким образом, если выбор установки
производится по ее главному параметру, то
оценка функциональных возможностей ус-
тановки в целом - по параметрам узлов и ме-
ханизмов БУ.
Как известно, буровая установка в ходе
сооружения скважины выполняет целый ряд
технологических операций (собственно буре-
ние, промывка скважины, отбор проб и СПО,
крепление, транспортирование и монтаж).
Учитывая разнообразие условий сооружения
скважин и способов бурения, требования к
функциональным системам буровой установ-
ки могут изменяться в весьма широких преде-
лах. Это приводит к тому, что в комплектных
установках функциональные возможности от-
дельных органов могут не соответствовать
требованиям технологии, что снижает эффек-
тивность работы установки в целом. Ради-
кальным путём решения этой проблемы явля-
ется создание комплекса взаимосопрягаемых
систем буровых установок, позволяющих ком-
поновать рациональные буровые комплексы
из составных частей, функциональные воз-
можности которых соответствуют требовани-
ям технологического процесса бурения.
В существующей практике анализ кон-
струкции комплектной установки заключа-
ется в оценке ее технических возможностей
при выполнении наиболее значимой опера-
ции технологического процесса строитель-
ства скважины в данных условиях эксплуа-
тации. Например, возможности установки
при бурении горизонтальных стволов, тру-
доемкость монтажа и перевозки и т.д.
6.1. Выбор оборудования
грузоподъемной части
буровой установки
Грузоподъемное оборудование произ-
водится в соответствии с принятым параме-
трическим рядом. Параметрический ряд
строится применительно к максимальной
статической нагрузке, которая приложена
на крюк талевой системы. В табл. 6.1 приве-
дены типоразмерные ряды грузоподъемного
оборудования по спецификациям АНИ и оте-
чественным стандартам.
Все грузоподъемные узлы (крюки,
штропы, элеваторы, скобы, траверсы и др.)
рассчитаны на соответствующий запас
Таблица 6.1
Типоразмерные ряды грузоподъемного оборудования буровых установок
Spec. API 8А, 8С ГОСТ 28113 ГОСТ 16293
Короткие тонны Метрические тонны Метрические тонны
5 4.5 6.3
10 9.1 10
15 13.6 12.5
25 22.7 16; 20
40 36.3 32
65 59 50; 60
100 91 80 80; 100
150 136 125 125; 140
250 227 160;200
350 318 320
500 454 400; 450
650 590 500; 580
750 681 690
1000 908 900
1000
прочности (коэффициент безопасности) по
пределу текучести. В нормах АНИ величина
коэффициента запаса находится в пределах
2.25...3.0 и зависит от величины параметра
(максимальной статической нагрузки). В
отечественной практике проектирования
величина коэффициента запаса не регла-
ментируется, но, как правило, она принима-
ется в пределах 2,2...2,6.
При этом увеличение запаса прочности
связано только с применением высокопроч-
ных сталей, у которых соотношение между
пределом текучести и пределом прочности
приближается к величине 0,7... 0,9, тогда как
в нормах АНИ изменение запаса прочности
обусловлено условием максимально возмож-
ного использования прочностных свойств
бурильных колонн для ликвидации осложне-
ний и аварий.
При бурении верхних интервалов и не-
глубоких скважин отношение допускаемого
по условию прочности дополнительного уси-
лия, возникающего при ликвидации ослож-
нений в скважине, к весу бурильной колон-
ны существенно больше, чем при бурении
глубоких скважин. Эти возможные выбросы
за величину веса бурильной колонны учиты-
ваются (в эквивалентном виде) в величине
коэффициента запаса прочности и обеспе-
чивают сбалансированную норму по проч-
ности и долговечности (выносливости) гру-
зонесущих компонентов.
В соответствии с вышеизложенными
нормами прочности, заложенными при про-
ектировании, при выборе узлов грузоподъ-
емной части буровой установки целесооб-
разно ориентироваться на следующие соот-
ношения в определении величины макси-
мальной статической нагрузки на крюке:
- 80 % от разрушающей нагрузки самой
тяжелой обсадной колонны;
- 100 % от разрушающей нагрузки са-
мой тяжелой бурильной колонны.
При этом должна приниматься боль-
шая из полученных величин.
Принимая во внимание, что буровой
подрядчик при подписании контракта на
строительство скважины имеет право вно-
сить свои поправки в геолого-технический
наряд, отвечающие условию страхования
каждой из сторон, соответственно, они мо-
гут повлиять и на выбор параметров бурово-
го оборудования. Например, если по данным
геолого-технического наряда ожидается по-
вышенная интенсивность возникновения
осложнений, которые могут привести к за-
тяжкам и прихвату инструмента, то буровой
подрядчик может заблаговременно откор-
ректировать в сторону увеличения требова-
ния к геометрическим параметрам и группе
прочности применяемых бурильных труб и,
соответственно, к величине допускаемой на-
грузки на крюке. При этом будет снижен
риск потери скважины или потери ее ниж-
ней части из-за невозможности ликвидации
аварии (прихвата).
Правилами безопасности в нефтяной и
газовой промышленности регламентируют-
ся соотношения, в соответствии с которыми
вес бурильной колонны (в воздухе) не должен
превышать 0,6 от величины «допускаемой
нагрузки», а вес обсадной колонны не более
0,9. Эти соотношения не противоречат
принципу максимально возможного исполь-
зования прочностных свойств колонн для
ликвидации осложнений. Тем не менее, в ря-
де случаев они могут стать препятствием в
выборе оптимальных соотношений парамет-
ров грузоподъемного оборудования и бу-
рильного инструмента.
Наряду с определением величины мак-
симальной статической нагрузки на крюке
как главного параметра грузоподъемной час-
ти буровой установки важное значение при
выборе установки имеет обеспечение взаи-
мозаменяемости ее компонентов. Закупка
отечественными буровыми подрядчиками
комплектных буровых установок или отдель-
ных узлов за рубежом, которые изготовляют-
ся по нормам АНИ, поставила проблему пе-
рехода отечественных производителей на
эти нормы в полном объеме. При этом особо
важное значение приобретает вопрос обеспе-
чения взаимозаменяемости достаточно боль-
шой группы узлов: крюки, крюкоблоки, эле-
ваторы, вкладыши для роторов и т.д. Исклю-
чение составляют присоединительные раз-
меры захватных органов для бурильного ин-
струмента, которые практически полностью
соответствуют нормам АНИ.
Как следует из табл.6.1, типоразмер-
ные ряды отечественных стандартов отли-
чаются от рядов АНИ. Однако, принимая во
внимание, что однотипные геометрические
размеры сечений (контактных поверхнос-
тей) распространяются на 2...3 члена ряда,
можно без перестройки отечественных ря-
дов обеспечить приемлемую взаимозаменя-
емость с присоединительными размерами
по АНИ Spec. 8А и Spec. 8С.
6.2. Выбор параметров ротора
Параметры ротора определяют исходя
из конструкции скважины, компоновки бу-
рильной колонны и требований, предъявля-
емых технологиями бурения и крепления
скважин.
Диаметр проходного отверстия в
столе ротора должен быть достаточным
для спуска долот и обсадных труб, использу-
емых при бурении и креплении скважины.
Для этого необходимо, чтобы отверстие в
столе ротора было больше диаметра долота
при бурении под направление:
О = Одн+<5, (6.1)
где D - диаметр проходного отверстия в
столе ротора:
D,„ - диаметр долота при бурении под
направление скважины:
3 - диаметральный зазор, необходимый
для свободного прохода долота (5=30-50 мм).
Диаметр долот зависит от конструкции
скважин. В глубоких скважинах диаметр на-
правления обычно возрастает вследствие
увеличения числа промежуточных колонн.
Ниже приведены наиболее распространен-
ные диаметры направлений и долот для бу-
рения скважины под направление:
Глубина
скважины, м.... <3000 3000—5000 5000—8000
Диаметр
направления, мм.. 325—426 426—525 525—580
Диаметр
долота, ми..... 394—540 490—640 590—705
Роторы, применяемые для бурения
скважин на море, выбираются по диаметру
водоотделяющей колонны, связывающей
подводное устьевое оборудование с буровым
судном.
Проходное отверстие вкладыша стола
ротора должно быть достаточным для прохо-
да бурильной колонны при спуско-подъем-
ных операциях. Исходя из наибольших диа-
метров (203 мм) бурильных замков (ЗШ-2ОЗ)
и утяжеленных бурильных труб, отверстие
вкладышей стола роторов всех типоразме-
ров принято равным 225 мм.
Допускаемая статическая нагруз-
ка на стол ротора должна быть достаточной
для удержания в неподвижном состоянии
наиболее тяжелой обсадной колонны, при-
меняемой в заданном диапазоне глубин бу-
рения. В большинстве случаев более тяже-
лыми оказываются промежуточные колон-
ны обсадных труб, вес которых для некото-
рых конструкций скважины приближается к
значению допускаемой нагрузки на крюке
буровой установки. Паспортное значение
допускаемой статической нагрузки на стол
ротора должно быть не менее величины до-
пускаемой нагрузки на крюке.
Допускаемая статическая нагрузка на
стол ротора, как правило, не превышает
статической грузоподъемности подшипника
основной опоры стола ротора. Исходя из
рассмотренных условий, можно записать:
G_<P<CO, (6.2)
где Gr,„L, - масса наиболее тяжелой ко-
лонны обсадных труб, применяемой в задан-
ном диапазоне глубин бурения;
Р - допускаемая статическая нагрузка
на стол ротора:
Со - статическая грузоподъемность под-
шипника основной опоры стола ротора.
Частоту вращения стола ротора
выбирают в соответствии с требованиями,
предъявляемыми технологией бурения сква-
жин. Наибольшая частота вращения стола ро-
тора ограничивается критической частотой
вращения буровых долот: п,„а,<250 об/мин.
Опыт бурения скважин роторным спо-
собом показывает, что при дальнейшем уве-
личении частоты вращения ухудшаются по-
казатели работы долот. Наряду с этим следу-
ет учитывать, что с ростом частоты враще-
ния увеличиваются центробежные силы,
вызывающие продольный изгиб бурильной
колонны, вследствие которого происходят
усталостные разрушения в ее резьбовых со-
единениях и искривление ствола скважины.
Бурение глубокозалегающих абразив-
ных и весьма твердых пород, забуривание и
калибровка ствола скважин проводятся при
частоте вращения до 50 об/мин. Для перио-
дического проворачивания бурильной ко-
лонны с целью устранения прихватов при
бурении забойными двигателями, а также
для вращения ловильного инструмента при
авариях в скважине требуется дальнейшее
снижение частоты вращения стола ротора
до 15 об/мин. С учетом этих требований на-
именьшая частота вращения стола ротора
пт1 =15-50 об/мин.
На скоростную характеристику ротора
существенно влияет тип используемого при-
вода. Предпочтительным является привод,
обеспечивающий бесступенчатое изменение
частоты вращения стола ротора в необходи-
мом диапазоне регулирования. При дизель-
ном приводе и электроприводе переменного
тока используются механические передачи,
осуществляющие ступенчатое регулирова-
ние частоты вращения стола ротора.
При групповом приводе с буровой ле-
бедкой ротор имеет три-четыре скорости. В
этом случае пользуются сменными цепными
звездочками, с помощью которых число ско-
ростей ротора может увеличиваться соглас-
но следующей зависимости:
z=zKm, (6.3)
где z - число скоростей ротора;
zK - число скоростей, передаваемых от
буровой лебедки;
т - число сменных цепных звездочек на
приводном валу ротора.
Для обратного вращения (реверса) до-
статочно одной или двух передач, обеспечи-
вающих вращение стола ротора с частотой
15—50 об/мин, необходимой для работы с
трубами и ловильным инструментом, имею-
щими левую резьбу. При электрическом при-
воде вследствие реверсирования двигателей
ротор имеет одинаковые частоты при пря-
мом и обратном вращении.
Следует предусматривать возможность
фиксирования стола ротора при бурении го-
ризонтальных скважин забойными двигате-
лями. Это необходимо для ориентирования
отклонителя. Шаг фиксации стола должен
быть не более 15 градусов.
Мощность привода ротора опреде-
ляется затратами мощности на холостое
вращение бурильной колонны, вращение до-
лота и разрушение породы на забое. Для
оценки мощности привода ротора может ис -
пользоваться ее удельное значение; 50 кВт
на 1000 м глубины скважины.
При проходке горизонтальных сква-
жин рекомендуется увеличивать мощность
привода ротора в связи с ростом сопротивле-
ния вращению колонны труб в горизонталь-
ном отводе ствола.
6.3. Выбор параметров
регулятора подачи долота
Основными параметрами регулятора
подачи долота РПД являются: скорость, уси-
лие и ход подачи.
Скорость подачи зависит от механи-
ческой скорости бурения и изменяется от
нуля до 0,1 м/с.
Усилие подачи определяется разно-
стью нагрузки на крюке и заданного значе-
ния осевой нагрузки на долото. Таким обра-
зом, максимальное значение будет соответ-
ствовать весу инструмента, а минимальное -
весу подвижных частей талевой системы.
Учитывая существующие потребности ис-
пользования РПД для аварийного подъема,
ликвидации прихватов, максимальное уси-
лие должно соответствовать максимальной
статической нагрузке талевой системы.
Ход подачи определяется длиной веду-
щей трубы. При использовании верхнего
привода длина хода соответствует длине пе-
ремещения верхнего привода по направляю-
щей и может соответствовать длине свечи.
6.4. Выбор параметров
вертлюга
Параметры вертлюга должны отвечать
требованиям бурения и промывки скважин
и одновременно соответствовать аналогич-
ным параметрам подъемного механизма и
буровых насосов.
Допускаемая статическая нагруз-
ка должна соответствовать параметричес-
кому ряду, приведенному в табл. 6.1. Макси-
мальные нагрузки, действующие на ствол
вертлюга, определяются на основе тех же со-
отношений, что и при выборе других после-
довательно соединенных компонентов тале-
вой системы.
Динамическая грузоподъемность основ-
ной опоры вертлюга, определяемая по нормам
АНИ, представляет собой нагрузку на ствол,
при которой ресурс подшипника основной
опоры с вероятностью неразрушения 90 % со-
ставит 3000 часов при 100 об/мин. Величина
динамической грузоподъемности основной
опоры вертлюга (Сп) определяется по формуле
Z. С 100 X 3000 X 60
(. = -- х ----------7----- , (6.4)
" 0.8 I 1 X 10 6 ) 1 1
где С„ - динамическая грузоподъем-
ность подшипника основной опоры по ISO
(соответствует 90 % вероятности неразруше-
ния за 1x10® оборотов подшипника), кН;
0.8 - коэффициент эквивалентности,
учитывающий изменение нагрузки с увели-
чением глубины забоя.
При выборе параметров вертлюга по
критерию долговечности основной опоры
следует использовать соотношение
Ce>0.8Q6yp, (6.5)
где Q6iip - максимальный вес бурильной
колонны.
Максимальное давление прокачива-
емой жидкости определяется исходя из ре-
жима промывки скважины и должно быть не
менее наибольшего давления буровых насо-
сов, которые будут входить в комплект буро-
вой установки.
Диаметр проходного отверстия
ствола оказывает двоякое воздействие на
работу вертлюга. С его увеличением снижает-
ся скорость течения промывочной жидкости,
поэтому уменьшаются гидравлические поте-
ри и износ внутренней поверхности ствола.
Одновременно с диаметром проходного от-
верстия возрастает наружный диаметр ство-
ла и, соответственно, габариты и масса верт-
люга. Увеличивается также скорость враще-
ния роликов основной опоры и скольжения
уплотнительных устройств. На основе опыта
конструирования и эксплуатации вертлюгов
диаметр проходного отверстия ствола прини -
мается равным 75 мм. Внутренний диаметр
напорной трубы равен диаметру проходного
отверстия ствола вертлюга.
Частота вращения ствола верт-
люга совпадает с частотой вращения стола
ротора и изменяется в пределах 150...250
об/мин.
Высота штропа должна быть доста-
точной для соединения вертлюга с крюком
талевой системы.
Параметры систем верхнего
привода (СВП)
При выборе параметров СВП наряду с
определением параметров вертлюга (макси-
мальной статической нагрузки на ствол,
расхода и давления жидкости) должны быть
определены параметры вращателя (крутя-
щий момент при бурении, свинчивании и
развинчивании бурильных труб, частота
вращения и мощность привода) и элеватора
(максимальная нагрузка, диаметр буриль-
ных труб, угол поворота при укладке труб).
6.5. Талевая система
Выбор диаметра каната, кратности и
схемы оснастки имеет важное значение для
комплектации подъемной части буровой ус-
тановки. От кратности оснастки зависят ди-
аметр и длина используемого каната, кине-
матика и нагруженность подъемной части
бурового комплекса, включая талевый меха-
низм, буровую лебедку и ее привод. С увели-
чением кратности оснастки уменьшаются
усилия в струнах каната, но пропорциональ-
но возрастает длина каната, необходимая
для подъема талевого блока на заданную вы-
соту. При снижении усилий в струнах кана-
та можно уменьшить его диаметр и соответ-
ственно диаметры барабана лебедки и шки-
вов талевого блока и кронблока.
Однако при увеличении длины каната
возрастает необходимая канатоемкость ба-
рабана. Рост числа перегибов каната на
шкивах, вызываемый увеличением кратнос-
ти оснастки, можно компенсировать некото-
рым повышением запаса прочности каната,
что более существенно влияет на его устало-
стную прочность, чем число перегибов.
Скорости подъема крюка vKp (м/с) опре-
деляются по формуле
лО,.п„
Vk₽ 60 i.i
(6-6)
где пда — частота вращения вала двига-
теля лебедки, об/мин;
Dcp — средний диаметр навивки каната
на барабан лебедки, м;
l„ — кратность оснастки талевой системы;
iTp— передаточное число трансмиссии
(от вала двигателя до лебедки).
Из приведенной формулы имеем
^ср”д»
60
(6.7)
Как видно, необходимое передаточное
число трансмиссии буровой лебедки умень-
шается с увеличением кратности оснастки
талевой системы. Важно также отметить,
что с увеличением кратности оснастки
уменьшаются изгибающие и крутящие мо-
менты, которые действуют на детали подъ-
емного механизма, расположенные между
лебедкой и двигателями, и возрастают запас
сцепления фрикционных муфт и запас тор-
можения ленточного тормоза лебедки, что
благоприятно влияет на срок их службы. По-
этому при выборе кратности оснастки следу-
ет не только исходить из прочности каната,
но и учитывать влияние кратности оснастки
на конструктивные и эксплуатационные ка-
чества всего подъемного механизма буровой
установки.
Последовательность огибания канатом
шкивов кронблока и талевого блока опреде-
ляется схемой оснастки талевого механиз-
ма. Различают параллельную и крестовую
схемы оснастки. При параллельной оснастке
оси кронблока и талевого блока располага-
ются в пространстве параллельно, а при кре-
стовой перекрещиваются под углом 90°.
Предпочтительнее крестовая схема оснаст-
ки, при которой ходовая струна каната рас-
полагается на среднем шкиве кронблока, и
поэтому обеспечивается более равномерная
и плотная навивка каната на барабан лебед-
ки. Опыт показывает, что при крестовой ос-
настке значительно уменьшаются раскачи-
вание ненагруженного талевого блока при
спуско-подъемных операциях, а также мо-
мент от силы упругости каната, вызываю-
щей закручивание талевого блока.
При параллельной оснастке ходовая
струна располагается на одном из крайних
шкивов кронблока, что ухудшает намотку
каната из-за сравнительно большой разни-
цы углов отклонения каната от плоскости
вращения ходового шкива в крайних поло-
жениях каната на барабане лебедки.
Однако параллельная оснастка облада-
ет и рядом преимуществ:
- позволяет изменять кратность осна-
стки в процессе бурения;
- обеспечивает более высокий уровень
унификации узлов талевой системы;
- создает условия для равномерного
распределения нагрузки на колонны вышки.
Расчетные нагрузки. Детали и узлы
талевого механизма рассчитываются на
прочность по наиболее опасным нагрузкам,
включающим максимальную рабочую на-
грузку и собственный вес подвижных частей
талевого механизма. Максимальная рабочая
нагрузка ограничивается допускаемой на-
грузкой на крюке, регламентируемой для
каждого класса буровых установок (табл. 6.2).
С учетом собственного веса подвижных
частей талевого механизма расчетные на-
грузки составляют:
для деталей крюка
^р=Л,ах+<ЛВ, +<А„, (6.8)
для деталей талевого блока
Лй = +(Л,11 +(Ч,.1 , (6.9)
для деталей кронблока
(6.10)
',с
г де Ркр, Р,„б, Ркб - расчетные нагрузки для
деталей крюка, талевого блока и кронблока;
Р тах - допускаемая нагрузка на крюке;
FTC - вес подвижных частей талевого ме-
ханизма:
1 тс КЛщ-р” '~*ЭЛ ' '-'*тб '
GmT; G3JI; Gt6; Gk₽ - соответственно, вес
штропов, элеватора, талевого блока, крюка.
Таблица 6.2
Диаметр каната, мм Вес подвижных частей талевого механизма FTC (в кН) при оснастке
4x5 5x6 6x7
25 50 - -
28 60 80 -
32 80 100 120
35 - 120 150
38 - - 180
В проектировочных расчетах вес по-
движных частей талевого механизма прини-
мается в зависимости от оснастки и диамет-
ра каната. На основе статистических дан-
ных установлены средние значения веса по-
движных частей талевого механизма FTC,
обеспечивающие достаточную скорость спу-
ска незагруженного элеватора (см. табл. 6.2).
Разница между фактическим и таблич-
ным значениями веса подвижных частей та-
левого механизма существенно не влияет на
результаты расчетов. Вес подвижных частей
талевого механизма в зависимости от допус-
каемой нагрузки на крюке может рассчиты-
ваться по формуле
FTC=(0,04 ъ 0,05) Ртм. (6.11)
Частота вращения шкивов зависит от
скорости крюка и числа струн каната от не-
подвижного шкива до рассматриваемого
шкива талевого механизма:
где ц - частота вращения его шкива',
укр - скорость крюка, м/с;
i- число рабочих струн от неподвижно-
го до i-ro шкива;
D,„ - диаметр шкива, м.
Подшипники талевого блока и кронбло-
ка рассчитывают и выбирают по нагрузке и
частоте вращения ходового шкива. Расчет-
ная долговечность подшипников принима-
ется равной 3000 ч при условной частоте
вращения 100 об/мин.
6.6. Выбор лебедки
К основным параметрам буровых лебе-
док относятся мощность на входе в лебедку,
максимальное натяжение ходовой ветви та-
левого каната, диаметр талевого каната, ди-
апазон регулирования скоростей подъема и
спуска. От выбора указанных параметров
зависят оснастка талевой системы, макси-
мальная нагрузка на крюке буровой уста-
новки, время подъема и спуска, габариты и
масса лебедки.
Мощность лебедки определяется
мощностью ее привода, которая должна
быть достаточной для выполнения спуско-
подъемных операций и аварийных работ
при бурении и креплении скважин заданной
конструкции.
В результате накопленного опыта уста-
новлено, что оптимальная мощность на вхо-
де в лебедку определяется из условий подъе-
ма наиболее тяжелой бурильной колонны
для заданной глубины бурения с расчетной
скоростью 0,4—0,5 м/с: '
к _(са„.+с,) л
(6.13)
где N„ - мощность на входе в лебедку, кВт;
G6K - вес бурильной колонны, кН;
GT - вес подвижных частей талевого ме-
ханизма, кН;
ур - расчетная скорость подъема крюка,
м/с;
г)„ - к.п.д. талевого механизма.
г]тр - к.п.д. трансмиссии лебедки (от вход-
ного вала двигателя до барабана лебедки).
В соответствии с представленными вы-
ше параметрами конструктивно-параметри-
ческий ряд буровых лебедок формируется по
диаметру применяемого каната. При этом
тяговое усилие определяется из услови|я при-
менения наиболее прочного каната с коэф-
фициентом запаса прочности по разрывно-
му усилию [п1,]=2.
Максимальная скорость подъема
ограничивается безопасностью управления
процессом подъема и предельной скоростью
ходовой струны, при которой обеспечивает-
ся нормальная укладка каната на барабан
лебедки. Для предотвращения затаскйвания
талевого блока на кронблок из-за ограничен-
ного тормозного пути скорость пцдъема
крюка, согласно требованиям безопасности,
не должна превышать 1,7 м/с. Нормальная
укладка каната на барабан лебедки, как по-
казывает опыт, обеспечивается при скоро-
сти ходовой струны каната не более 20 м/с.
Максимальная скорость подъему крю-
ка, ограничиваемая предельной скоростью
ходовой струны каната, определяемся по
формуле
(KPU=20/i„. (6.14)
При выполнении СПО максимальная
скорость подъема может ограничиваться
также условиями возникновения опасных
ситуаций и регламентируется рекомендаци-
ями ГТН.
Минимальная скорость подъема.
Используется для технологических целей:
при расхаживании колонн бурильных и об-
садных труб; при ликвидации осложнений и
аварий, связанных с затяжкой и прихватом
бурильных труб; при подъеме колонны труб
через закрытые превенторы; при подъеме
колонны труб в случае отказа одного из дви-
гателей привода лебедки. Величина мини-
мальной скорости подъема принимается в
установленных практикой бурения пределах
(%)mln=0,1 - 0,2 м/с.
Для обеспечения безопасности при вы-
полнении спуско-подъемных операций в си-
стеме управления лебедкой предусматрива-
ется предохранительное устройство, огра-
ничивающее нагрузку на крюке.
Число ступеней передач (скоростей)
зависит от типа привода буровой лебедки.
При использовании электродвигателей по-
стоянного тока или с частотным регулирова-
нием обеспечивается бесступенчатое изме-
нение скоростей подъема в заданном диапа-
зоне регулирования.
В настоящее время в приводе буровых
лебедок достаточно часто используются ди-
зели и электродвигатели переменного тока,
обладающие жесткой характеристикой. В
этих случаях число ступеней механических
передач буровой лебедки назначается из ус-
ловия- достаточно полного использования
мощности двигателей. Степень использова-
ния мощности характеризуется отношением
мощности, необходимой для подъема груза,
к установленной мощности двигателей. В
связи со ступенчатым изменением веса под-
нимаемой колонны труб степень использо-
вания мощности зависит от числа ступеней
передач лебедки и с достаточной точностью
определяется выражением
« = 7^7, (6.15)
k +1
где к - число ступеней передач буровой
лебедки.
Степень использования мощности дви-
гателей возрастает при увеличении числа
ступеней передач до 6. Дальнейшее увеличе-
ние числа ступеней передач практически не
влияет на степень использования мощности
двигателей и вместе с этим вызывает значи-
тельные усложнения конструкции лебедки.
6.7. Выбор буровых насосов
Подачу, давление и полезную мощ-
ность буровых насосов выбирают на основе
требований, предъявляемых технологией
промывка скважин. Исходной является объ-
емная подача, от которой зависят эффектив-
ность роторного бурения и нормальная ра-
бота забойных двигателей. Установлено, что
для эффективной очистки скважины и вы-
носа шлама, а также нормальной работы за-
бойных гидравлических двигателей ско-
рость восходящего потока бурового раствора
(в м/с), как правило, должна соответство-
вать значениям, приведенным ниже:
Способ бурения Забойные Роторный
двигатели
Интервал бурения:
- под кондуктор 0,3-0,4 0,2-0,3
-под промежуточную
и эксплуатационную тЛ;—гГйпй
колонну '° и’ и,а' и’°
Примечание. В знаменателе приведена ско-
рость при промывке водой.
Дальнейшее увеличение скорости вос-
ходящего потока сопровождается неоправ-
данным ростом давления насосов и возмож-
ным снижением механической скорости бу-
рения. При опасностях образования сальни-
ков и осыпания горных пород скорость вос-
ходящего потока в осложненных зонах ство-
ла скважины повышается до 1,2 м/с.
Подача насоса определяется по вы-
бранной скорости восходящего потока про-
мывочного раствора (в л/с):
Q=10‘Firrv,K; (6.16)
F^^D^-d^2), (6.17)
где Дп - площадь затрубного пространства, м2;
г,,, - скорость восходящего потока жид-
кости, м/с;
Од - диаметр долота, м;
d<„ - диаметр бурильных труб, м.
Давление на выходе из насоса зави-
сит от потерь давления на преодоление гид-
равлических сопротивлений в манифольде,
буровой колонне и затрубном кольцевом
пространстве. Гйдравлические сопротивле-
ния подразделяются на линейные, обуслов-
ленные силами трения движущихся частиц
жидкости, и местные, обусловленные изме-
нениями величины и направления скорости
потока. Колонна труб и кольцевое затрубное
пространство условно принимаются равно-
проходными, а гидравлические сопротивле-
ния в них относят к линейным. К местным
гидравлическим сопротивлениям относят:
потери давления в замковых соединениях
бурильных труб, промывочных отверстиях
долота, проточных каналах забойных двига-
телей. Полная потеря давления определяет-
ся арифметической суммой линейных и ме-
стных потерь давления в системе циркуля-
ции промывочной жидкости:
Р = Р„ + Р„+Д<„+Р, + Рд + Рзл+Рк„. (6.18)
где р - давление промывочной жидкости на
выходе из насоса;
Р«. рбт. Руст, Рз- Рд. РзД. Р„„ - потери давле-
ния, соответственно, в манифольде, буриль-
ных трубах, УБТ, замковых соединениях, до-
лоте, забойном двигателе и кольцевом прост-
ранстве.
Потери давления на гидравлические
сопротивления в трубах принято определять
по формуле Дарси—Вейсбаха (в Па):
Р = ^~- (6.19)
где Л - коэффициент гидравлического сопро-
тивления:
р - плотность жидкости, кг/м3;
I - длина труб, м;
d - внутренний диаметр труб, м;
v - средняя скорость течения жидкос-
ти, м/с.
Гйдравлические сопротивления про-
порциональны квадрату средней скорости
течения жидкости. Поэтому закон сопротив-
ления, устанавливаемый формулой Дарси—
Вейсбаха, принято называть законом квад-
ратичного сопротивления.
Средняя скорость жидкости в трубах
40
V = ^p- (6.20)
ла
где Q - расход жидкости, м3/с.
Подставляя значение скорости в фор-
мулу ,получаем
= (6-21)
ла а
Если принять а = 0,81 уг, то формулу
можно записать в следующем виде:
p = apQ2l, (6.22)
где а - коэффициент потерь давления.
Согласно полученному выражению, по-
тери давления в бурильных трубах (в МПа)
составляют:
Ртр = ДоД)р22, (6.23)
где Q - подача промывочной жидкости, л/с;
- длина i-й секции бурильной колон-
ны, м.
Значения коэффициентов потерь дав-
ления для различных элементов системы
циркуляции промывочного раствора приво-
дятся в технической литературе по техноло-
гии бурения и промывки скважин.
Гйдравлическая мощность, сообщае-
мая буровым насосам подаваемой жидкости,
выражается обычно в киловаттах и опреде-
ляется зависимостью
Nr = (2pTp, (6.24)
где Q - подача насоса, м3/с;
ртр - давление на выходе насоса, Па.
Мощность, потребляемая насосом,
суммируется из полезной мощности и мощ-
ности, затрачиваемой на гидравлические,
объемные и механические потери в самом
насосе:
(6.25)
Пп
где NH - мощность насоса, кВт;
Г)„ - к.п.д. насоса.
Для практических расчетов к.п.д. насо-
са можно представить в следующем виде:
т]н = 77ц„77м = 0.8, (6.26)
где цм = 0.85 - механический к.п.д. насоса;
г)ин = 0.94 - индикаторный к.п.д. насоса.
При выборе мощности привода бурово-
го насоса следует исходить из условия обес-
печения запаса по давлению на выходе насо-
са для предупреждения срабатывания пре-
дохранительного клапана при непредвиден-
ных случаях роста сопротивления в скважи-
не (осыпи, обвалы или сужение стенок сква-
жины). Наиболее полно этому условию отве-
чает регулируемый привод, обеспечиваю-
щий режим автоприспособляемости к изме-
няемому сопротивлению в скважине при вы-
боре мощности из соотношения
N = ^Ln(jL] , (6.27)
" )
где NH - мощность насоса, кВт;
Nn - мощность привода бурового насо-
са, кВт;
Пир - к.п.д. трансмиссии привода буро-
вого насоса;
d„ Д+) - смежные диаметры втулок (от
меньшего к большему размеру).
Для выбора мощности привода можно
использовать следующее приближенное со-
отношение:
N„ = 0,85...0,9NH.
При этом нижнее значение следует
принимать для двигателей с жесткой харак-
теристикой, верхнее - для двигателей с сери-
есной характеристикой.
6.8. Выбор параметров
циркуляционной системы
6.8.1. Выбор параметров и
средств очистки буровых
растворов
Очистка буровых растворов осуществ-
ляется путем последовательного удаления
крупных и мелких частиц выбуренной поро-
ды и других примесей, содержащихся в по-
ступающем из скважины буровом растворе.
Для полной очистки буровых растворов цир-
куляционные системы оборудуются ком-
плексом очистных устройств. Первичная
очистка проводится вибрационными сита-
ми, посредством которых удаляются круп-
ные частицы. Мелкие частицы шлама удаля-
ются посредством гидроциклонных сепара-
торов (пескоотделителя, илоотделителя и
центрифуги), используемых на последую-
щих ступенях очистки. Каждое из перечис-
ленных устройств предназначено для удале-
ния из бурового раствора частиц определен-
ного размера. В частности, вибросита позво-
ляют удалять частицы размером более 160
мкм, пескоотделители - 70 мкм, илоотдели-
тели - 50 мкм и центрифуги - 5 мкм. Размер
удаляемых частиц характеризует «тонкость
очистки» раствора в данном устройстве.
В виброситах применяются сетки, у ко-
торых размеры ячеек в свету составляют:
0,16x0,16; 0,2x0,2; 0,25x0,25; 0,4x0,4;
0.9x0,9 мм. В ряде стран сортамент сеток ус-
танавливается по числу отверстий, приходя-
щихся на единицу длины либо площади сет-
ки. При выборе размера ячеек сетки учиты-
вают необходимую степень очистки, пропу-
скную способность вибросита и плотность
бурового раствора.
Технологические и конструктивные па-
раметры гидроциклонов рассчитываются по
формулам, полученным различными авто-
рами на основе определенных допущений.
Отсутствие однозначных зависимостей'
обусловлено многообразием факторов, влия-
ющих на показатели работы гидроциклонов.
Для расчета пропускной способности гидро-
циклонов, используемых в песко- и илоотде-
лителях, наиболее приемлема эмпирическая
формула М.Ш. Вартапетова
Qr =М„ФАл/рГ, (6.28)
где Qr - пропускная способность гидроцикло-
на, л/с;
к,= 0,12 - опытный коэффициент;
dn и dc - диаметры питающего патрубка
и сливной насадки, см;
Dr - диаметр гидроциклона, см;
р„ - давление на входе в гидроциклон,
МПа.
Тонкость очистки, обеспечиваемой ги-
дроциклоном, характеризуется диаметром
граничного зерна. Сепарации поддаются ча-
стицы, диаметр которых больше диаметра
граничного зерна. Частицы меньшего диа-
метра остаются в растворе и вместе с ним
выносятся через сливной (верхний) патру-
бок. С увеличением диаметра гидроциклона
возрастает его пропускная способность, а
тонкость очистки ухудшается вследствие
увеличения диаметра граничного зерна. В
связи с этим диаметр гидроциклона в илоот-
делителях меньше диаметра гидроциклона в
пескоотделителях.
Диаметр граничного зерна (в мкм) с до-
статочной для практических расчетов точнос-
тью определяется по формуле А. И. Поварова:
где к2 ~ 0,5 - опытный коэффициент;
ф, с!ш -диаметры сливной насадки гид-
роциклона и шламовой насадки, см;
Тп - содержание песка в исходном про-
дукте, %;
р, - давление на входе в гидроциклон,
МПа;
р,, рж - плотность твердой и жидкой фаз
раствора, г/см3.
На качество очистки существенно вли-
яют диаметры шламовой насадки питающе-
го и сливного патрубков, а также высота ци-
линдрической части и угол конуса гидроцик-
лона. По опытным данным приняты следую-
щие оптимальные соотношения:
- диаметр питающего патрубка
d„ = (0,125—0,25) Dr;
- диаметр сливного патрубка
ф = (0,25—0,50) Dr;
- диаметр шламовой насадки
бш = (0,15—0,45) ф;
- высота цилиндрической части гидро-
циклона h, = (1—1,2) Dr;
- высота конической части гидроцик-
лона
А, =---=—
" 2/g«2
(6.30)
Угол конуса выбирается в зависимости
от диаметра гидроциклона и составляет
15—20°. При чрезмерном увеличении или
уменьшении угла конуса снижается степень
извлечения частиц твердой фазы и глины,
характеризуемая отношением
Е = ГФ_Ф.100%, (6.31)
где П и По - содержание твердой фазы и гли-
ны в буровом растворе соответственно до и
после его очистки, г/л.
На эффективность очистки существен-
но влияет соотношение диаметров сливного
патрубка и шламовой насадки, а также дав-
ление на входе в гидроциклон. Оптимальное
соотношение диаметров выбирается в зави-
симости от физико-механических свойств
бурового раствора и удаляемых частиц. Дав-
ление на входе в гидроциклон зависит от по-
дачи шламовых насосов, нагнетающих буро-
вой раствор в песко- и илоотделитель, и диа-
метра питающего патрубка. Давление на вхо-
де в гидроциклон должно быть в пределах 0.4
- 0,5 МПа. При этом обеспечиваются необхо-
димая степень очистки и минимальные поте-
ри бурового раствора через шламовую насад-
ку гидроциклона.
Требования, предъявляемые к тонко-
сти очистки буровых растворов, ограничи-
вают диаметр и соответственно пропускную
способность гидроциклонов. Поэтому в пес-
ко- и илоотделителях устанавливают не-
сколько параллельно действующих гидро-
циклонов, число которых определяется по
формуле
п, = % , (6.32)
где Q и Q г - пропускная способность пе-
ско- и илоотделителя и гидроциклонов, л/с.
6 .8 .2. Выбор параметров
устройств для приготовления
бурового раствора
Производительность установок для
приготовления бурового раствора определя-
ется из условий, обеспечивающих своевре-
менное пополнение запасов бурового раство-
ра. Она может быть рассчитана по формуле:
0=0ш+а. (б.зз)
где Q - производительность установок для
приготовления бурового раствора, м3/ч;
Q,„ - приращение объема выбуренной
породы (шлама), м3/ч;
Q„ - расход бурового раствора в резуль-
тате поглощений в скважине и утечек при
очистке бурового раствора от выбуренной
породы, м3/ч.
(2ш=Еаб'А. , (6.34)
F,a6 - площадь забоя м/
г„ - механическая скорость б/рения, м /г.
Примерный об ъем Убр б урового раство-
ра, необходимый для проводки скважины
без учета поглощений и потерь за счет филь-
трации:
V6p=VCKB+V„, (6.35)
где VCKB - наибольший объем скважины ,м\
V„ - потери бурового раствора при про-
водке скважины, м3.
Потери Уп возрастают с увеличением
объема скважины и утечек бурового раство-
ра при его очистке.
Суммарный рабочий объем емкостей
для хранения бурового раствора Vp находит-
ся из соотношения: Vp>3 V6p.
6.9. Выбор типа привода,
его параметров и характеристик
В зависимости от используемого пер-
вичного источника энергии, приводы делят-
ся на автономные (не зависящие от систе-
мы энергоснабжения) и неавтономные
(зависящие от системы энергоснабжения,
т.е. с питанием от промышленных электри-
ческих сетей). К автономным приводам от-
носятся установки с двигателями внутрен-
него сгорания (ДВС) и с газотурбинными
двигателями. К неавтономным приводам
относятся установки с электродвигателями,
питаемыми от сети трехфазного переменно-
го тока. В зависимости от способа привода
исполнительных механизмов, силовой при-
вод буровой установки может быть одиноч-
ным или групповым.
Характеристики группового привода
одновременно должны соответствовать ха-
рактеристикам различных механизмов бу-
ровой установки, а характеристика одиноч-
ного привода - характеристике только одно-
го механизма.
Повышение универсальности и гибкос-
ти привода обычно связано с увеличением
его массы и понижением к.п.д. Потребите-
лями энергии буровой установки являются
исполнительные механизмы, обладающие
различными характеристиками.
Выбор параметров привода основ-
ных исполнительных механизмов буро-
вой установки
Ротор, предназначенный для враще-
ния бурильной колонны с долотом, требует
плавного или ступенчатого регулирования
частоты вращения от 20 - 30 до 300 об/мин;
число ступеней три - шесть, при больших
глубинах скважин лучше применять бессту-
пенчатое регулирование; крутящий момент
ротора изменяется в зависимости от диаме-
тра долота, осевой нагрузки, длины и конст-
рукции бурильной колонны: практика ро-
торного бурения свидетельствует о том, что
при 100 об/мин ротора на вращение долота
и 114 мм бурильной колонны на каждые
1000 м ее длины достаточна мощность 100
кВт, а наибольший крутящий момент на ро-
торе обычно не превышает 13 кНм.
Насосы - главные потребители мощнос-
ти. Необходимая полезная мощность для обес-
печения циркуляции бурового раствора может
быть определена из эмпирической зависимос-
ти N - (1,2—1,4) D2, где D - диаметр скважин,
см; подача насосной установки колеблется от
60 - 100 л/с в начале бурения до 10 - 15 л/с в
конце, когда диаметр скважины наименьший.
Изменение подачи обычно осуществляется за
счет изменения числа одновременно работаю-
щих насосов, диаметров их поршней и цилин-
дров и частоты ходов поршня.
При выборе мощности привода буро-
вых лебедок можно использовать следую-
щие значения удельной мощности на 1 кН
веса наиболее тяжелой бурильной колонны:
для электроприводных лебедок
0,6 кВт/кН;
- для лебедок с приводом от дизелей
0,7...0,8 кВт/кН.
6.10. Выбор параметров буровых
вышек
Основные параметры вышек: высота
вышки и ее элементов, емкость магазина,
несущая способность (допускаемая нагрузка
на крюке), масса вышки.
Высота вышки, согласно ГОСТ
12.2.041-79, должна обеспечивать безопас-
ность работ при подъеме талевого блока на
максимальной скорости с учетом запаса вы-
соты для установки ограничителя подъема
талевого блока.
Различают полезную и конструктивную
высоты вышки. Полезная высота измеряется
расстоянием от пола буровой до нижней пло-
скости подкронблочной рамы. Конструктив-
ная высота соответствует расстоянию от
опоры вышки до нижней плоскости подкрон-
блочной рамы. Полезная высота совпадает с
конструктивной, когда опоры вышки распо-
лагаются на уровне пола буровой.
Исходя из требований, обеспечиваю-
щих безопасность спуско-подъемных опера-
ций, полезная высота вышки
Н= h.,+ К,+ ?ъ,+ h4, (6.36)
где h, - расстояние от пола буровой до нижне-
го конца подвешенной свечи, включающее
высоту ротора, элеватора, муфты бурильно-
го замка, трубы, удерживаемой ротором, и
просвет между муфтой трубы и ниппелем
подвешенной свечи (й, ~ 1,2 ч- 1,5 м);
h> - длина свечи;
hj - длина штропов (/ц = 1.8.. .5.0 м в зави-
симости от допускаемой нагрузки на крюке);
h4 - запас высоты между кронблоком и
крайним верхним положением талевого бло-
ка, необходимый для своевременного тормо-
жения лебедки и предотвращения затаски-
вания талевого блока на кронблок (h=4-^7 м).
Высота расположения балконов оп-
ределяется в зависимости от длины свечей:
4» cosa + 1ц - Д,, (6.37)
где L, - длина свечи;
а - угол наклона свечи к вертикали
(а=2-4°);
hrl - высота подсвечника;
Д/г - расстояние от верхнего конца све-
чи до пола люльки.
Площадь магазина должна быть до-
статочной для размещения бурильных све-
чей и запаса бурильных труб, предназначен-
ного для замены отбракованных труб и ава-
рийных работ:
F = 12Az, (6.38)
' сн
где F - площадь магазина;
L- наибольшая глубина бурения;
f - площадь, занимаемая бурильной
трубой по диаметру бурильного замка.
Буровые вышки (далее БВ) относятся к
наиболее ответственным компонентам буро-
вых сооружений, которые определяют безо-
пасность выполнения буровых работ, вклю-
чая и безопасность труда буровой бригады.
Несущая способность БВ характери-
зуется рядом параметров. Отавным (класси-
фикационным) параметром по ГОСТ 16293-
89 является «Допускаемая нагрузка на крю-
ке». Этот параметр относится ко всем ком-
понентам грузоподъемной части буровой
установки и представляет собой макси-
мальную статическую нагрузку, приложен-
ную к крюку, которую может воспринять на-
иболее слабый элемент подъемной части бу-
ровой установки. Соответственно, главный
параметр БВ содержит признаки, свойст-
венные буровой установке, включая и уров-
ни рабочих нагрузок и внешних воздейст-
вий, используемых в определении несущей
способности БВ.
Из-за отсутствия в отечественной прак-
тике специализированных норм расчет БВ
выполняется по нормам СНиП с учетом соче-
тания рабочих нагрузок и внешних воздейст-
вий для следующих режимов нагружения :
- рабочий режим при наличии пакета
свечей и воздействии ветра со скоростью
v=20 м/с;
- режим испытания (при скорости вет-
ра не более 5 м/с);
- отстой с пакетом свечей при урагане
(г=33.5 м/с);
- подъем вышки.
Допускаемая нагрузка на крюке
как паспортная характеристика БВ опреде-
ляет рабочий режим с учетом максималь-
ной скорости ветра v=20 м/с, при которой
допускается эксплуатация буровой уста-
новки. В соответствии с нормами на экс-
плуатацию БВ проводится расчет на испы-
тательную нагрузку, которая превышает
допускаемую нагрузку на крюке по ГОСТ
16293-89 на 20 %.
На заводах-изготовителях на эту на-
грузку проводятся испытания головных об-
разцов БВ, а в условиях эксплуатации осу-
ществляется контроль ее технического со-
стояния,
В отличие от отечественной системы
параметров, которые базируются на жест-
кой взаимосвязи с параметрами буровой ус-
тановки по ГОСТ 16293-89, в зарубежной
практике используются характеристики, от-
ражающие потенциальные возможности
конкретного вида оборудования. Соответст-
венно выбор этого параметра определяется
условием, что его величина должна быть не
менее максимального значения, необходи-
мого для выполнения технологических опе-
раций в ходе строительства конкретной
скважины.
Главным (классификационным) пара-
метром БВ по нормам API является "Макси-
мальная статическая нагрузка на
крюке..." (maximum rated static hook
load...). Это расчетная нагрузка, которая со-
стоит из статической нагрузки, приложен-
ной к талевому блоку (через крюк), и веса по-
движных частей талевой системы. Это так-
же и наибольшая нагрузка, которая может
быть приложена к конструкции (на голову
БВ) в пределах нормативов прочности и ус-
тойчивости при заданном числе струн тале-
вой системы, без свечей в подсвечниках, на-
сосно-компрессорных труб и без ветра с уче-
том места крепления неподвижного конца и
расположения лебедки. Величину этого па-
раметра можно представить формулой сле-
дующего вида:
Qm„ = Pmax + F^ (6.39)
где Qmax - максимальная статическая нагруз-
ка на крюке, кН;
- вес подвижных частей талевой си-
стемы, кН;
Ртах - максимальная полезная нагрузка
на крюке (максимальная нагрузка на крюке
от бурильного инструмента при ликвидации
прихватов или при спуске обсадных труб).
По нормам АНИ для БВ строится гра-
фик зависимости статической нагрузки
на крюке от скорости ветра при наличии
полного комплекта свечей в подсвечнике,
т.е. Q(v).
При заданной скорости ветра v величи-
на «допускаемой статической нагрузки на
крюке» Q(v) определяется по формуле
Q(v)= P(v) + Д.., (6.39)
где P(v) - допускаемая полезная нагрузка на
крюке в зависимости от скорости ветра.
Следует отметить, что при относи-
тельно небольших скоростях ветра, т.е. при
v< 5 м/с величина допускаемой статичес-
кой нагрузки на крюке с Q(v) будет прибли-
жаться к Наличие свечей при отсутст-
вии ветра оказывает относительно неболь-
шое влияние на снижение несущей способ-
ности БВ.
В качестве примера на рис. 6.2 приве-
ден график зависимости допускаемой ста-
тической нагрузки на крюке от скорости ве-
тра Q(v) для вышки УМ 45/225 Р, входящей в
комплект БУ 3900/225 ЭК БМ, рассчитан-
ный по нормам СНиП. График Q(v) может
строиться в абсолютных или относительных
величинах (в % к 0maJ.
На графике выделена зона несущей
способности, которая определяется сущест-
вующими нормами на отечественные БВ и
разрешена Правилами безопасности в неф-
тяной и газовой промышленности к реали-
зации в процессе бурения. Для приведения
параметров к сопоставимым условиям в
оценке Q(v) по нормам СНиП включен вес по-
движных частей талевой системы Дс. = 100
кН. Построенный график Q(v) соответствует
предельным нагрузкам на БВ при различ-
ных скоростях ветра.
График Q(v) позволяет получить харак-
теристику несущей способности БВ для оп-
ределения допускаемых нагрузок в процессе
бурения при различных ветровых воздейст-
виях и в случае подвески на талевый блок до-
полнительного оборудования. Как следует из
графика, существующие параметры на БВ
отражают точечную оценку ветрового воз-
действия, соответствующего предельной
скорости для указанных выше режимов на-
гружения. Такой подход занижает потенци-
альные возможности отечественных БВ по
сравнению с зарубежными образцами и не
способствует их полному использованию в
процессе эксплуатации.
Расчет вышки УМ 45/225 Р по нормам
API и Американского института стальных
конструкций (AISC) показал, что полученная
величина незначительно отличается от
Q(v), полученной по СНиП при отсутствии
ветра в режиме испытания.
В соответствии с вышеизложенным,
достаточно корректной оценкой величины
главного параметра БВ по API - «максималь-
ной статической нагрузки на крюке...» - оте-
чественных БВ может служить величина ис-
пытательной нагрузки с учетом веса по-
движных частей талевой системы. Приме-
нительно к вышке УМ 45/225 Р величина
«максимальной статической нагрузки на
крюке...» составит:
Qmax = 2250-1,2 + 100 = 2800 кН.
При этом в паспортной характеристике
на БВ УМ 45/225 Р параметр "допускаемая
нагрузка на крюке", равный 2250 кН, может
быть заменен на "максимальную статичес-
кую нагрузку на крюке...", равную 2800 кН,
которая по своему определению будет сопос-
тавима с нормами API.
Для перерасчета "максимальной стати-
ческой нагрузки на крюке..." по API на рос-
сийские нормы может быть использован ко-
эффициент, который составляет:
К= 1/(1,2 + 0,05) = 0.8,
где 0,05 - относительная величина подвиж-
ных частей талевой системы по отношению
Скорость ветра, м/с
Рис. 6.2. Зависимость статистической на-
грузки на крюке от скорости ветра для вы-
шки УМ 45/2253, рассчитанной по нормам
СНиП
к откорректированной величине "макси-
мальной статической нагрузки на крюке..." .
Принимая во внимание, что несущая
способность БВ связана с внешним воздейст-
вием, т.е. является функцией скорости ветра,
термин "грузоподъемность" БВ может быть
применен только к как к параметру, ха-
рактеризующему несущую способность БВ
при отсутствии ветра и пакета свечей.
Исходя из концепции по обеспечению
взаимозаменяемости отечественного и за-
рубежного бурового оборудования было бы
целесообразно перейти на описание пара-
метров БВ по нормам API. При этом необхо-
димо внести корректировку в инструкцию
по определению технического состояния
вышек в плане проведения испытаний по
величине главного параметра вышки Qmax,
т.е. "максимальной статической нагрузки
на крюке...".
Масса вышки - один из параметров, ха-
рактеризующих ее техническое совершенст-
во по материалоемкости. Материалоемкость
вышек оценивается по удельной массе (ш):
- для вышек одного типоразмера:
М
"4=7^. (6.41)
<П1ЛХ
где М - масса вышки, кг;
- для вышек всего типоразмерного ряда:
где Н - высота вышки, м.
6.11. Выбор параметров
оснований буровых установок
Параметры оснований определяют ис-
ходя из конструкции и технической характе-
ристики буровой установки и требований,
предъявляемых технологией бурения и спо-
собами транспортировки и монтажа буро-
вых установок.
Грузоподъемности подроторных балок
Qn6 и опор для ног вышки Q„n зависят от допу-
скаемой нагрузки Рдоп на крюке буровой уста-
новки:
Qn6 = > Л.».- (6-42)
Грузоподъемность балок для подсвеч-
ников Q6n определяется по массе наиболее тя-
желого комплекта бурильных свечей Gt„,
применяемого в буровых установках данно-
го класса:
&„>£=• (6.43)
Грузоподъемность платформ основа-
ний выбирается по суммарной массе уста-
новленного на них оборудования, каркаса,
коммуникаций и укрытий с учетом нагрузок,
возникающих при перемещении буровой ус-
тановки на другую точку бурения.
Высота вышечно-лебедочного блока
выбирается из условий, обеспечивающих
возможность размещения противовыбросо-
вого оборудования под полом рабочей пло-
щадки:
hB„6 > h„p + h' + h", (6.44)
где йвлб - отметка пола рабочей площад-
ки вышечно-лебедочного блока:
йпр - высота превенторной установки:
h' - зазор между превенторной установ-
кой и пневматическим клиновым захватом
ротора при опущенных клиньях;
й" - расстояние от торца клиньев ротора
до пола рабочей площадки.
Следует учитывать, что высота распо-
ложения рабочей площадки вышечно-лебе-
дочного блока должна быть достаточной для
работы буровых насосов под заливом. Со-
гласно этому, при выборе высоты вышечно-
лебедочного блока должно удовлетворяться
условие
> й" + й5 + й6 + й7 + й8 + й9, (6.45)
где й5 - зазор между опущенными кли-
ньями и дном устьевого желоба (50—70 мм);
й6, й7, й8 -перепад высот в устьевом же-
лобе, виброситах и очистных желобах, необ-
ходимый для самотека промывочной жидко-
сти, поступающей из скважины;
й9 - высота приемных емкостей буровых
насосов.
Высоту мостков и стеллажей выбирают
с учетом удобства выгрузки бурильных и об-
садных труб с трубовозов, обычно она со-
ставляет 1,25 м.
Основания буровых установок рассчи-
тывают по потере несущей способности, на-
ступающей при нагрузках, которые вызыва-
ют разрушение либо потерю устойчивости
несущих элементов основания (первое пре-
дельное состояние).
6.12. Критерии оценки
эксплуатационных качеств
бурового оборудования
Если выбор установки производится по
ее техническим параметрам, то оценка ее
эксплуатационных качеств осуществляется
по системе критериев.
На рис. 6.3 приведена система крите-
риев, характеризующих любой технический
объект (ТО), входящий в состав буровой ус-
тановки и буровую установку в целом. Спи-
сок критериев для оценки совершенства уз-
ла буровой установки или установки в целом
может быть различным. Существенным яв-
ляется также уровень значимости каждого
критерия ТО.
Чаще всего для оценки совершенства
буровой установки используются функцио-
нальные критерии, характеризующие важ-
нейшие показатели реализации технологи-
ческих функций.
Критерий производительность оп-
ределяется скоростью бурения или проход-
кой за час, станко-смену, месяц. На его вели-
чину для буровой установки существенное
влияние оказывает:
- способ бурения (тип инструмента, ре-
жим бурения);
- степень механизации вспомогатель-
ных операций;
- трудоемкость операций монтажа и пе-
ревозки;
- непрерывность процесса бурения и
степень совмещения операций технологиче-
ского цикла бурения.
Критерий точность устанавливается
на основании анализа результатов бурения.
По сути дела он характеризует качество вы-
полняемых работ. Номенклатура частных
критериев здесь будет такой:
- точность попадания в цель, то есть со-
ответствие реальной траектории ствола
скважины проектной траектории;
- качество ствола скважины для прове-
дения последующих работ и исследований
(испытания, освоение, эксплуатация сква-
жины);
- точность получения и обработки ин-
формации (качество керна и пробы, точ-
ность привязки его по глубине).
Следует отметить, что значимость ча-
стных критериев для скважин различного
назначения различна. Например, для разве-
дочной скважины главным является точ-
ность получения и обработки информации о
полезных ископаемых, а для эксплуатацион-
ной - качество ствола скважины.
Критерий надежность включает ча-
стные критерии безотказности, долговечно-
сти, сохраняемости, ремонтопригодности.
Определение этих критериев дано в специ-
альной литературе.
Технологические критерии показыва-
ют степень экономии живого труда при изго-
товлении ТО и подготовке его к эксплуатации.
Для буровых установок в последние годы наи-
более значимыми становятся критерии:
- технологических возможностей про-
изводства;
- расчленение БУ на элементы.
Значимость критерия технологичес-
ких возможностей возрастает в связи с раз-
витием новых технологий строительства
скважин: бурение на депрессии, на гибких
трубах, горизонтальное бурение. Примене-
ние этих технологий требует оснащения
буровых установок сложным оборудовани-
ем, например, системами верхнего приво-
да, оснасткой для работы с гибкими труба-
ми, комплексами для проведения геолого-
технологических исследований в процессе
бурения.
Рис. 6.3. Система критериев развития техники
Значимость критерия расчленения на
элементы обусловлена большими габари-
тами и массой бурового оборудования, точ-
ностью его монтажа и транспортирования.
Группа антропологических критери-
ев позволяет оценить соответствие и при-
способляемость ТО к человеку (снижение
дискомфорта, уменьшение или исключение
вредных и опасных воздействий ТО на чело-
века и окружающую среду). В последние го-
ды значимость этих критериев возросла. В
частности, возросли требования к эргоно-
мичности (шум, вибрация, микроклимат, ос-
вещение) и экологичности. С позиции эколо-
гичности основное внимание уделяется ути-
лизации отходов бурового процесса.
Чаще всего в практике бурения опериру-
ют экономическими критериями. Частными
критериями являются стоимость метра буре-
ния и скважины, баланс затрат на материа-
лы, энергию. Применительно к буровому обо-
рудованию при его изготовлении наиболее
значимыми критериями являются затраты
материалов и энергии, обусловленные боль-
шими габаритами и массой оборудования.
Актуальным при выборе установки яв-
ляется не только её технические возможнос-
ти, но и эргономические параметры. В на-
шей стране к ним в первую очередь относит-
ся температурный режим на рабочем месте,
наличие укрытий, удобство монтажа, обслу-
живания, ремонта.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
Эксплуатация БУ на всех стадиях про-
изводственного цикла строительства сква-
жин регламентируется следующими доку-
ментами:
1) инструкцией по монтажу и эксплуа-
тации БУ.
2) регламентами работ на каждом этапе
строительства скважины.
3) должностными инструкциями обслу-
живающего персонала.
Основным документом, используемым
при строительстве скважин, является техни-
ческий проект.
Обычно весь процесс эксплуатации ус-
тановки разделяется на четыре этапа: мон-
таж (первичный и повторный), строительство
скважины, демонтаж и транспортирование.
Монтаж, демонтаж и транспортирова-
ние буровой установки обычно осуществля-
ются специализированной вышкомонтаж-
ной бригадой, проходка скважины - буровой
бригадой, в обязанности которой входят как
непосредственно сооружение ствола, так и
участие в подготовительных работах.
7.1. Монтаж буровых установок
Весь процесс монтажа можно условно
разделить на ряд этапов, включающих под-
готовительные работы, строительство подъ-
ездных путей и подготовку площадки (строи-
тельство фундаментов), сборку узлов буро-
вой установки.
Комплекс монтажных работ определя-
ется: назначением и конструкцией скважи-
ны; условиями проводки; способом бурения;
применяемым технологическим оборудова-
нием.
Наиболее часто при использовании
традиционного оборудования работы, про-
водимые до начала бурения скважины,
включают такие операции, как:
1. Подготовка площадки для бурения,
фундамента для буровой установки, подъе-
здных путей, коммуникаций для подвода
энергии, водоснабжения.
2. Транспортировка и монтаж оборудо-
вания и технологического инструмента.
3. Проверка и наладка основных узлов
буровой установки: оснастка талевой систе-
мы; установка ротора; соединение бурового
шланга со стояком и вертлюгом; оснащение
буровой элементами малой механизации,
механизмами и инструментами для выпол-
нения спуско-подъемных и других работ в
процессе проходки скважины; проверка и
регулировка узлов комплекса механизмов
АСП; размещение бурового, слесарного и
другого вспомогательного инструмента, про-
тивопожарного инвентаря и средств по тех-
нике безопасности; обкатка дизелей и про-
верка бурового оборудования; приготовле-
ние бурового раствора; бурение шурфа и ус-
тановка шурфовой трубы.
В некоторых районах подготовитель-
ные работы к бурению осуществляют специ-
альные подготовительные бригады.
Перед сдачей буровой в эксплуатацию
проверяют правильность монтажа оборудо-
вания и опробуют его без нагрузки. Вначале
проверяют отдельные агрегаты, а затем всю
установку. Для этого запускают двигатели
силовых агрегатов и компрессоров, включа-
ют муфты и опробуют на холостом ходу рабо-
ту трансмиссий, редукторов, лебедки, насо-
сов и ротора. Во время обкатки двигателей
внутреннего сгорания настраивают и прове-
ряют синхронность их работы, подачу и рас-
ход топлива, давление и температуру в мас-
ляной системе, систему управления двигате-
лями, герметичность всей обвязки и показа-
ния приборов. Особое внимание обращают
на работу предохранительных устройств, на
срабатывание механизма противозатаски-
вателя талевого блока под кронблок и пра-
вильность подключения его в общую схему
пневмоуправления. Определяют величину
инерционного пробега талевого блока после
срабатывания конечного выключателя. Для
этого трос противозатаскивателя устанавли-
вают на расстоянии 20-25 м от рамы крон-
блока и на максимальной скорости подъема
талевого блока определяют расстояние его
инерционного пробега до полной остановки.
Тормозной путь должен быть в пределах 5 - 6
м. Результаты испытания оформляют актом
с указанием величины тормозного пути.
Смонтированную буровую сдают в экс-
плуатацию только после приема ее комисси-
ей, назначенной руководством управления
буровых работ. В состав комиссии входят сле-
дующие должностные лица: начальник рай-
онной инженерно-технологической службы
(РИТС), главный механик, главный энерге-
тик, начальник вышкомонтажного цеха, про-
раб и бригадир вышкомонтажной бригады,
буровой мастер и инженер по технике безо-
пасности. В комиссии также принимают уча-
стие представители районной горно-техни-
ческой инспекции и пожарной охраны.
Прием буровой оформляется актом, под-
тверждающим пригодность и правильность
монтажа оборудования для бурения скважи-
ны до проектной глубины. К акту приклады-
вают разрешение электронадзора на подклю-
чение буровой к сети (для установок с элект-
роприводом) и акт на испытание (опрессовку)
нагнетательной линии буровых насосов.
Приемочная комиссия проверяет:
- состояние подъездных путей и терри-
тории вокруг буровой;
- состояние приемных мостков, стелла-
жей, пола буровой, буровых укрытий, уклона
желобной системы и прохода вдоль желобов,
фундаментов вышки и другого оборудования;
- исправность лестниц, площадок, ог-
раждений, контрольно-измерительных при-
боров и пусковой аппаратуры;
- наличие и исправность предохрани-
тельных щитов и соблюдение правил ограж-
дений всех вращающихся и движущихся ча-
стей механизмов;
- исправность противозатаскивателя,
заземления и освещения буровой;
- наличие стоков для воды и раствора;
- наличие аптечки и набора в ней меди-
каментов первой помощи;
- наличие пожарного инвентаря.
Все неполадки, выявленные в период
проверки и приема буровой, до пуска ее в
эксплуатацию должны быть устранены.
7.1.1. Подготовительные работы
перед монтажом
Этот этап обычно включает разработку
проекта монтажа. Проектирование - ответ-
ственный этап при подготовке монтажа бу-
ровой установки. Проект должен:
- определить технические условия и
требования к монтажу с целью обеспечения
при эксплуатации надежной и долговечной
работы, как всей буровой установки, так и
отдельных ее узлов и механизмов;
- указать применение безопасных мето-
дов и приемов работы на всех этапах монтажа;
- использовать современные техноло-
гии и новейшие достижения технического
прогресса для повышения эффективности и
снижения себестоимости монтажных работ.
От качества проекта зависят технико-
экономические показатели монтажа. Проект
предусматривает комплекс графических и
текстовых материалов. По признаку исполь-
зования различают проекты - индивидуаль-
ные (для разведочных скважин), повторно
применяемые и типовые. Важным элемен-
том предпроектного этапа строительства бу-
ровых установок считаются инженерные,
экономические и технические изыскания, в
результате которых определяется экономи-
ческая целесообразность видов монтажа.
В состав технических изысканий вхо-
дят топографические, геодезические, инже-
нерно-геологические, гидрогеологические,
климатические, почвенные и другие работы.
На основе изысканий создается паспорт кус-
товой площадки и трассы транспортировки.
Перед разработкой проектов монтажных ра-
бот управление буровых работ (УБР) переда-
ет вышкомонтажному управлению (ВМУ) па-
спорт кустовой площадки и трассы транс-
портировки, который содержит условия,
технические данные по кустовой площадке и
трассе. В технические данные входят план
площадки и схемы трассы, техническое за-
ключение по инженерной геологии с указа-
нием величин допустимых нагрузок на
грунт, уровня подземных вод, сведения о раз-
мещении линии электропередач и т.д.
Исходными материалами для составле-
ния проекта монтажных работ служат ут-
вержденный технический проект (рабочие
чертежи завода-изготовителя); данные о по-
ставке и изготовлении недостающего обору-
дования, наличие парка машин и механиз-
мов; действующие нормативные документы;
инструкции и указания, в том числе по охра-
не труда. Проект производства работ (ППР)
состоит из трех основных технологических
документов: графика календарных планов,
генеральной схемы расположения бурового
и вспомогательного оборудования (рис. 7.1).
Генеральная схема включает в себя вы-
бор буровой установки, расположение жи-
лых, культурно-бытовых помещений, при-
вышечных сооружений, электроводоснаб-
жения, обогрева помещений, хранения и
транспортирования шлама и оборудования
для экологически чистого или безотходного
бурения.
При разработке генеральной схемы
должны быть учтены следующие принципы:
- рациональное использование строи-
тельной площадки;
- обеспечение эффективной организа-
ции и целесообразной технологии монтажа,
бурения и эксплуатации скважин;
- обоснованное размещение оборудова-
ния для ускоренного монтажа.
Форма и размеры кустовой площадки
обуславливается следующими факторами:
- количеством скважин и способом их
группировки;
- расстоянием между скважинами и
расстоянием между группами, что определя-
ет общую протяженность площадки при пе-
ремещении буровой установки в пределах
куста;
- противопожарными нормами и требо-
ваниями правил техники безопасности;
- безопасными расстояниями между
отдельными видами оборудования при
производстве работ на кустовой площадке,
при технологической операции цементи-
рования;
- правилами устройства электроуста-
новок и электрических сетей, которые регла-
ментируют разрывы между отдельными аг-
регатами и объектами, входящими в ком-
плект буровой установки.
Территория площадки под оборудова-
ние в процессе строительства и эксплуата-
ции загружена неравномерно. По восприни-
маемым нагрузкам площадка может быть
разбита на три зоны - А, Б, В.
В зоне А, где находится и перемещает-
ся буровая установка, грунт должен выдер-
живать удельное давление не менее 0,12 -
0,15 МПа. При меньшей несущей способно-
сти необходимо принять меры по его укреп-
лению.
Зона Б соответствует расположению
стационарного оборудования - стеллажей с
трубами, котельной, блока нефтяной емкос-
ти, дизель-генераторного блока и т.д. Несу-
щая способность грунта в этой зоне должна
быть не менее 0,08 МПа.
Зона В предназначена для монтажа и
демонтажа буровой установки, обслужива-
ния оборудования, его транспортирования,
т.е. для работы транспортных средств и гру-
зоподъемных машин.
326000
Рис.7.1. Схема расположения оборудования на кусте в водоохранной зоне:
1 - вышечно-лебедочный блок; 2 - блок очистки циркуляционной системы; 3 - блок растворных модулей;
4 - блок насосных модулей; 5 - компрессорный блок; 6 - модуль тиристорный; 7 - коммуникации; 8 - блок
ГСМ для ДЭС; 9 - энергоблок; 10 - блок дополнительных емкостей; 11 - водонефтяная емкость;
12 - водяная скважина; 13 - водоем пожарный; 14 - котельная; 15 - коммуникации жилого городка;
16 - жилой городок; 17 - амбары шламовые
7.1.2. Строительство фундаментов
Фундамент - опора для буровой уста-
новки и привышечных сооружений, через
которую передаются на грунт усилия, возни-
кающие в процессе эксплуатации оборудова-
ния. Для создания безопасных условий при
эксплуатации буровой установки необходи-
мо соблюдать следующие требования:
1. Удельная нагрузка на грунт не долж-
на превышать допустимой для данного вида
грунта. Так, для природных и почвенных ус-
ловий группы месторождений района Сургу-
та для буровых установок разведочного и
эксплуатационного бурения под опорами ос-
нований должно обеспечиваться удельное
давление не менее 0,1-0,12 МПа, а для буро-
вых установок грузоподъемностью 2000 кН -
не менее 0,12 МПа.
2. Габариты площадки под кустовую бу-
ровую должны позволять разместить буро-
вую установку с возможностью ее монтажа.
Привышечные сооружения (котельная, ва-
гончик мастера, столовая, топливный блок и
т.д.) должны устанавливаться с соблюдением
правил безопасности в нефтегазодобываю-
щей промышленности и противопожарных
разрывов между агрегатами с учетом разме-
щения противовыбросового оборудования, а
также следует учитывать число скважин на
данной площадке. Конструкция фундамента
должна выбираться в зависимости от глуби-
ны бурения и конструкций скважин, типа
буровой установки, способности грунта к
восприятию удельного давления от возника-
ющих в процессе работы нагрузок, а также
экономической целесообразности применя-
емых материалов.
3. Необходимо применять экономиче-
ски обоснованные конструкции фундамен-
тов, которые позволят сократить сроки
строительства. Поэтому решающее значе-
ние для оснований под буровую установку
имеет состав и свойства грунта, на котором
предполагается монтировать буровую ус-
тановку.
Фундаменты везде по осадкам и дефор-
мациям должны обеспечивать нормальную
работу бурового оборудования в период
строительства скважин и ее эксплуатации.
Площадка должна обеспечивать возмож-
ность перемещения и работы на ней транс-
портных средств и монтажных кранов.
Кустовая площадка должна выполняться
горизонтально. Допускается уклон кустовой
площадки в зоне А по ходу движения буровой
установки в пределах 10 мм - на 2 м. Техноло-
гические площадки выполняются с уклоном в
сторону амбара, обеспечивающим водосток.
Планировку площадки на горизонтальность в
зоне А для установки оборудования и разметку
оси вышки рекомендуется проводить с помо-
щью нивелира. По окончании отсыпки куста
необходимо сделать обваловку.
Для одиночной буровой установки пла-
нировку площадки на горизонтальность для
установки оборудования и разметку от вы-
шки рекомендуется производить с помощью
нивелира. Отклонение от горизонтальности
площадки не более 10 мм в пределах габари-
тов выкладки. Несущая способность грунта
площадки под блоки буровой установки не
менее 0,1 МПа (1 кгс/см2). При меньшей не-
сущей способности грунта необходимо уве-
личить площадь опоры.
Величины наибольших вертикальных
нагрузок на опоры и планировка площадки
для разных типов и модификаций буровых
установок могут существенно отличаться.
Их истинное значение следует брать из соот-
ветствующих инструкций по эксплуатации
на монтируемую буровую установку.
Объем работ по строительству кусто-
вой площадки зависит от ее размеров. С
развитием наклонно направленного буре-
ния с одной площадки возможно бурение до
30 и более скважин. Поэтому выбор ее габа-
ритов - один из основных факторов уско-
ренного строительства буровой установки.
Размеры площадки отражаются, в конеч-
ном итоге, на себестоимости тонны нефти.
При проектировании площадки необходи-
мо учитывать возможности рациональной
эксплуатации скважин (ремонт скважин с
использованием имеющихся подъемников,
установка стационарного оборудования).
Следует учитывать расположение буровой
установки во время бурения всех скважин
на данной площадке, а также размещение
привышечных сооружений, установку спе-
циальных агрегатов, которые временно, на
период выполнения отдельных работ, при-
бывают к скважине.
Важным фактором для установки га-
баритов площадки считается технология
монтажа буровой установки (установка
блоков согласно схеме расположения, мон-
таж блоков с помощью крановой техники,
размещение техники для монтажа и обору-
дования перед монтажом). Длина и ширина
площадки выбираются с учетом многих
факторов. Площадка под куст делится на
основную и вспомогательную и под соц-
культбыт. На основной площадке распола-
гаются скважины и буровые станки, на
вспомогательной - оборудование, которое
находится стационарно при бурении всех
скважин куста. Обе площадки прямоуголь-
ной формы. Длина основной площадки за-
висит от числа скважин, расстояний между
ними, способа группировки скважин. Чис-
ло скважин колеблется от 2 до 30 и расстоя-
ние между ними - от 5 до 50 м; группируют
скважины от 4 до 8. Расстояние между груп-
пами при бурении на нефть обычно 50 м.
Это главные параметры, влияющие на дли-
ну основной площадки. Существует еще не-
сколько факторов. Так, первая скважина
находится от края на расстоянии около 20
м и более. Это расстояние зависит от шири-
ны вышечного блока и применяемой крано-
вой техники при монтаже. Последняя сква-
жина должна отстоять от края площадки на
таком расстоянии, чтобы было возможно
проводить демонтаж оборудования не над
пробуренной скважиной и устанавливать
крановую технику (обычно 25 м и более).
Общая длина основной площадки зависит
от выбора расстояний от края площадки до
первой скважины, числа скважин, способа
группировки скважин и выбора расстояния
между группами и между скважинами в
группах, размеров площадки для демонта-
жа буровой установки.
Ширина основной площадки зависит
от конструкции, а также вида движения вы-
шечного блока, расположения системы очи-
стки раствора, конструкции приемного мос-
та и применяемой техники при бурении и
эксплуатации. Для буровых установок клас-
са 4 и 5 эта ширина равна 70 м. Габариты
вспомогательной площадки выбирают в за-
висимости от расположения блоков, воз-
можности их монтажа и демонтажа, а также
при установке блоков учитываются сущест-
вующие правила по технике безопасности и
противопожарные разрывы. На основной
площадке устанавливают вышечный блок,
приемный мост, блок очистки, коммуника-
ции, подходящие к вышечному блоку, а так-
же насосный, компрессорный, емкостной
блоки (при эшелонной компоновке буровой).
На вспомогательной площадке устанавли-
ваются котельный блок, различные техно-
логические емкости, подстанции, пере-
движные вагончики и другое вспомогатель-
ное оборудование.
7.1.3. Способы сооружения
буровых установок
В современной практике буровые уста-
новки сооружаются тремя способами: агре-
гатным, мелкоблочным и крупноблочным. С
1996 года специалисты Сургутнефтегаза
разработали, испытали и внедрили в практи-
ку новый способ сооружения буровых устано-
вок - модульный. Применение каждого из
этих способов обусловлено типами буровых
установок, укомплектованностью их основа-
ниями, а также специфическими условиями
нефтяного региона, расстоянием перебази-
ровки буровых установок, рельефом местнос-
ти и другими факторами.
Агрегатный способ сооружения буро-
вых характерен для первичного монтажа.
Оборудование с заводов обычно поступает в
виде монтажных блоков. Только отдельные
блоки, габариты или масса которых не соот-
ветствуют техническим условиям грузов, пе-
ревозимых по железной дороге, поставляют-
ся агрегатами. Для агрегатного способа ха-
рактерны следующие основные особеннос-
ти. Во-первых, длительные сроки сооруже-
ния буровых из-за трудоемкости работ, свя-
занных с монтажом и демонтажом оборудо-
вания, строительством и разборкой буровых
укрытий, сооружением фундаментов и
транспортировкой оборудования и материа-
лов, во-вторых, многократность монтажа и
демонтажа оборудования приводят к преж-
девременному его износу, в результате чего
возрастает объем ремонтных работ, наруша-
ется комплектность оборудования, отдель-
ные агрегаты монтируют из различных ком-
плектов с разными сроками службы. В-тре-
тьих, при этом способе значительно снижа-
ется возврат материалов из-за периодичес-
кой разборки буровых укрытий и коммуни-
каций. Все эти недостатки агрегатного спо-
соба приводят к низкой производительности
труда и высокой себестоимости сооружения
буровых.
По сравнению с агрегатным, мелко-
блочный способ сооружения буровых уста-
новок позволяет частично ликвидировать
вышеперечисленные недостатки. При мел-
коблочном способе вся буровая установка,
в зависимости от числа узлов, разбивается
на 12-20 блоков, кинематически связанных
друг с другом. Для этих узлов изготовляют
основания, которые и служат фундаментом
при установке на площадке, а также транс-
портным средством во время монтажа при
незначительном расстоянии транспортиро-
вания на кустовых площадках. Основными
недостатками этого способа считаются:
- большая расчлененность бурового обо-
рудования на мелкие блоки, которая полно-
стью не обеспечивает создание кинематичес-
ки увязанных обособленных рабочих узлов;
- большая трудоемкость, связанная с
монтажом систем освещения, пневмо- и эле-
ктроуправления, охлаждения и обогрева,
смазки, каркасов укрытий и дополнитель-
ных элементов утепления.
Крупноблочный способ сооружения
буровых перед мелкоблочным способом име-
ет следующие преимущества:
- резкое сокращение числа блоков:
- упрощение конструкции фундаментов:
- снижение за счет этого объема строи-
тельно-монтажных работ и сокращение сро-
ков сооружения буровых;
- увеличение скорости транспортиров-
ки блоков и повышение срока службы обору-
дования и оснований в связи с транспорти-
ровкой их на гусеничных тяжеловозах и тя-
желовозах на пневмоколесном ходу;
- экономия строительных материалов
при демонтаже за счет возврата леса, мягкой
кровли и других материалов.
При крупноблочном способе оборудо-
вание монтируется на двух- шести блочных
основаниях, которые перевозятся на специ-
альных транспортных средствах - тяжелово-
зах. Эффективность крупноблочного спосо-
ба сооружения буровых зависит от объемов
буровых работ, рельефа местности, расстоя-
ний транспортировки блоков, наличия есте-
ственных и искусственных препятствий на
пути транспортировки. Наибольшая эффек-
тивность при крупноблочном способе дости-
гается на эксплуатационных площадях с
большим объемом буровых работ, небольши-
ми сроками бурения скважин и расстояния-
ми между ними, с открытым непересечен-
ным рельефом.
Эффективность крупноблочного спосо-
ба снижается при транспортировке блоков на
большие расстояния (особенно на лесистой,
болотистой), наличии на пути движения пе-
ресечений с линиями электропередач, сель-
скохозяйственных полей, железнодорожных
переездов, ручьев, речек и мостов, крутых
подъемов и спусков, косогоров и других есте-
ственных препятствий, так как в этих услови-
ях приходится выполнять много работ по под-
готовке трасс. В этих случаях оборудование
целесообразнее полностью демонтировать,
разобрать основание на мелкие секции и пе-
ревезти их на автомобильном транспорте.
Модульный способ монтажа предус-
матривает специальное конструктивное по-
строение буровой установки. При этом буро-
вая установка, включая и металлоконструк-
ции подвышенного основания и рабочей бу-
ровой площадки, состоит из модулей полной
заводской готовности, т.е. с установленны-
ми, отрегулированными и испытанными на
предприятии-изготовителе узлами и меха-
низмами, включая все их системы (охлажде-
ния, смазки, обогрева, освещения, управле-
ния и т.д.). При этом способе при монтаже
практически исключаются операции по
сборке каркасов укрытий и элементов утеп-
ления. Модули соединяются друг с другом и с
внешними коммуникациями (электрокабе-
лями, трубопроводами подвода воздуха, во-
ды, пара и т.п.) быстроразъемными соедине-
ниями. При этом время «первичного» монта-
жа или монтажа оборудования, поступивше-
го на промысел непосредственно с предпри-
ятия-изготовителя, снижается кратно, а
время «вторичных» монтажей сравнимо с
крупноблочным способом, но лишено всех
вышеперечисленных недостатков.
Монтаж и транспортировка модульной
буровой установки осуществляются стан-
дартной крановой и автомобильной техни-
кой соответствующей грузоподъемности по
обычным автомобильным или промысловым
дорогам.
Первичная сборка буровой
установки
Первичная сборка буровой установки
начинается с изучения документации, по-
ступившей с завода-изготовителя. Для мон-
тажа необходимо изучить рекомендуемую
последовательность сборки, после чего со-
ставляется пооперационная карта, которая
наглядно отображает последовательность
сборки (рис.7.2).
Операционная карта составляется из
специальных карточек, в которой указыва-
ются необходимые данные для монтажа ука-
зываемого блока. Карточки располагают в
технологической последовательности сбор-
ки названных блоков.
Для каждого названного блока в кар-
точке можно составить такую же операцион-
ную карту. Тем самым наглядно отобразится
последовательность сборки. Учитывая опыт
сборки первых установок, вносят корректи-
вы в карточки. Далее приступают к проекти-
рованию схемы
размещения бу-
рового оборудова-
ния на кустовой
площадке, т.е. к
проекту произ-
водства работ. Не-
отъемлемой час-
тью проекта про-
изводства работ
считается состав-
ление инструк-
тивно-технологи-
ческих карт. Для
этого изучают по-
дробно инструк-
ции, комплект-
ность поставки и
чертежи. Выпи-
сывают габари-
ты, массы блоков,
изучают по черте-
жам места стро-
повки и места ус-
тановки на общей схеме и на крупном блоке,
а также места крепления к блоку и способ
крепления.
Первоначально исходя из габаритов,
массы и мест строповки выбирают стропа.
Далее, изучая место установки и выбирая
крановую технику для установки, оконча-
тельно рекомендуют вид стропа. Далее изу-
чают место установки и его сложность, уста-
навливают число вышкомонтажников, вы-
бирают приспособления для монтажа и сис-
тему контроля за установкой. Все вышепере-
численные условия - это данные, необходи-
мые для создания инструктивно-технологи-
ческих карт. Особое место в картах отводит-
ся технике безопасности при проведении
данной операции. После составления карт и
их изучения делают окончательные выводы,
какие необходимы краны по грузоподъемно-
сти и вылету стрелы, числу и типоразмеру
стропов и применяемых приспособлений
для ускорения монтажных работ. В процессе
монтажа, а также при последующих работах
технологические карты корректируются.
Монтаж бурового оборудования связан
с перемещением большого числа узлов и де-
талей массой от нескольких сот килограм-
мов до сотен тонн. Вначале разгружают обо-
рудование и складируют его на специально
выделенных площадях куста, а затем уста-
навливают на фундаменты и блоки. В связи
с тем, что на монтаж поступает оборудова-
Брус 100 - 200; Z-3000 мм
Оборудование на
вышечно-лебедочном
блоке
Рис.7.2. Схема пооперационной сборки кустовой
буровой установки
Компрессоры
ние, разное по га-
баритам и массе,
схемы строповки
разрабатываются
на каждый узел.
Оборудование,от-
гружаемое по-
ставщиком, долж-
но иметь места
строповки и поло-
жение центра тя-
жести, а также
надписи, где ука-
зывается масса.
Стропить следует
так, чтобы крюк
крана в момент
подъема застро-
пованного груза
находился на од-
ной вертикали с
его центром тяже-
сти. Строповку
груза одним стро-
пом можно проводить только за точку, рас-
положенную выше центра тяжести груза, а
увязку стропов ниже центра тяжести груза -
не менее чем в трех точках, расположенных
по разные стороны от него, т. е. центр тяжес-
ти груза должен находиться внутри контура
точек строповки.
Если точки строповки расположены
на разных расстояниях от центра тяжести,
то большая нагрузка будет приложена к то-
му стропу, точка строповки которого в го-
ризонтальной плоскости ближе к вертика-
ли от центра тяжести. Стропить оборудова-
ние, подготовленное для монтажа на фун-
дамент или на блок, необходимо, чтобы
стропы не препятствовали их установке.
При этом опорная поверхность поднятого
оборудования должна быть параллельна
опорной поверхности.
Требования к точности сборки кинема-
тических пар определяются стандартными
допусками, которые указываются в рабочих
и сборочных чертежах. При отсутствии ука-
зания пользуются стандартными таблицами
допусков. В объем вышкомонтажных работ
иногда входит сборка открытых зубчатых,
цепных и ременных передач, подшипников
качения и скольжения, напрессовка и сбор-
ка муфт, взаимная прицентровка различных
приводов и исполнительных механизмов, ос-
нование которых - металлические фермы. В
Таблица 7.1
Минимальные отклонения при монтаже зубчатых передач
Категория передач Перекос (в мкм) при ширине зубьев, мм Пятно касания зубьев, % Межцентровое расстояние, мм
100-160 160-250 250-400 ПО высоте ПО ширине 120-200 200-320 320-500 500-800
Точная 10 12 14 45 60 50 65 75 100
Тихоходная 25 30 38 30 40 90 105 125 160
Открытая 40 53 60 20 25 125 160 200 250
Примечание: Пятно касания должно располагаться симметрично относительно высоты и ширины зубьев. .
Таблица 7.2
Вид передачи Клиноременная Цепная
Частота вращения, об/мин 500 1500 3000 500 1500 3000
Перекос осей, мм/м 10 5 2 5 3 1
Смещение шкива, мм/м 5 2 1.5 3 2 1
Примечание. Параллельное смещение определяется углом между плоскостью диаметрального сечения шкива и прямой,
проходящей через центры сечений обоих шкивов. Допуск на смещение шкивов дан для расстояния между центрами шки-
вов в 1 м и рассчитывается пропорционально фактическому расстоянию.
Таблица 7.3
Допускаемые перекосы соединительных валов втулочно-пальцевых муфт, мм/м 0,5 0,3 0,2
Частота вращения, об/мин 300 1500 3000
Смещение валов, мм 0,5 0,3 0,1
табл. 7.1 приведены минимальные отклоне-
ния (в мм) при монтаже зубчатых передач.
Допускаемые перекосы осей и парал-
лельность смещения шкивов клиноремен-
ных и звездочных цепных передач даны в
табл. 7.2, а в табл. 7.3 приведены данные для
соединительных муфт.
7.1.4. Оснастка монтажного
оборудования и его использование
Комплекс средств механизации и тех-
нологического обеспечения вышкомонтаж-
ных работ по назначению можно условно
разбить на три группы.
1-я группа - ручной универсальный и
контрольно-измерительный инструмент и
простейшая оснастка, входящие в инвентар-
ный бригадный набор.
2-я группа - универсальные монтажные
машины и механизмы, технологический
транспорт и специализированные устройства.
3-я группа - специальные монтажные ма-
шины и механизмы, технологический транс-
порт и устройства.
Монтажные средства первой группы
находятся на подотчете у прораба и хранят-
ся в бригадных помещениях. Прораб с бри-
гадиром ответственны за комплектность и
техническое состояние бригадного набора.
Монтажные средства второй группы
находятся в подотчете начальника РИТС.
Монтажное оборудование третьей группы
сосредоточивается в управлениях техноло-
гического транспорта и передается вышко-
монтажникам вместе с обслуживающим его
эксплуатационным персоналом на период
производства определенных видов работ.
Для оснащения лебедок и полиспастов,
а также для изготовления стропов использу-
ют канаты с органическим сердечником. Ка-
наты различают по роду свивки проволочек
в прядях и прядей в канатах. Канаты парал-
лельной свивки с линией касания проволо-
чек (ЛК) обладают большей долговечностью
в полиспастах с большим числом перегибов.
Канаты крестовой свивки с точечным каса-
нием проволочек (ТК) в большей степени
подвержены усталостному и абразивному
износу. Канаты комбинированной свивки с
точечным и линейным касанием (ТЛК) про-
волочек занимают промежуточное положе-
ние между канатами типа ЛК и ТК.
Основной вид износа канатов на мон-
тажных работах - повреждения проволочек
от внешнего механического воздействия и
коррозии. Диаметр каната подбирается по
его разрушающей нагрузке Рр, которая долж-
на быть больше или равна произведению
максимально возможной нагрузки на нор-
мативный коэффициент запаса. Наимень-
ший допустимый коэффициент запаса проч-
ности каната для различных видов нагруже-
ния дается ниже.
Рекомендуемый коэффициент запаса
прочности для канатов:
грузовых и стреловых с ручным
приводом...............................4
с машинным приводом (легкий
режим нагружения)......................5
с машинным приводом со средним
режимом нагружения...................5,5
стрел................................3,5
мачт и опор со сроком работы
до одного года.........................3
тяговых................................4
лебедок, предназначенных для
подъема людей..........................9
стропов................................6
Напряжения в проволочках каната су-
щественно возрастают при соприкосновении
с деталями такелажной оснастки (места за-
крепления каната, перегибы на роликах и т.
д.). Отклонения от направления движения
каната осуществляются такелажными роли-
ками, диаметры которых выбираются в зави-
симости от диаметра и конструкции каната,
В месте перегиба в канате возникают допол-
нительные напряжения, величина которых
увеличивается с уменьшением радиуса изги-
ба. При сгибе каната на ролике возникает по-
перечная нагрузка
2Р
0 = ^ . (7.1)
где Р - натяжение каната;
0р - диаметр отклоняющего ролика.
Правилами регламентировано соотно-
шение между диаметром роликов и канатов
Dp = (16 -5- 30) Д. Радиус поперечного сечения
ручья ролика должен быть на 10 - 15 % боль-
ше радиуса сечения каната, чтобы не ограни-
чивалась поперечная деформация каната
при его изгибе. Канат навивается на барабан
монтажных лебедок в несколько слоев. При
этом нижние слои испытывают большие на-
грузки от поперечного давления верхних сло-
ев, поэтому диаметры барабанов следует вы-
бирать не менее 18 диаметров каната и обес-
печивать послойную укладку каната с ис-
пользованием канатоукладчика. Чтобы огра-
ничить усилие, необходимое для направле-
ния каната, угол между его направлением и
продольной осью лебедки должен быть не бо-
лее 1,5°. Это обеспечивается установкой ле-
бедки на расстоянии не менее двадцати длин
барабанов от ближайшего отклоняющего ро-
лика при условии, что последний установлен
на линии, перпендикулярной к средней точ-
ке оси барабана.
Для образования концевых петель на
канате или для его сращивания применяют
зажимы. Зажимы, применяемые в вышкост-
роении, по конструкции могут быть различ-
ными и делятся на типоразмеры в зависимо-
сти от применяемого каната. При определе-
нии числа зажимов в общем случае коэффи-
циент запаса следует принимать минималь-
но допустимым (3,5), предусмотренным пра-
вилами Госгортехнадзора. Расстояние между
зажимами особого влияния на прочность
сращивания не оказывает, и при необходи-
мости его можно устанавливать с минималь-
ным шагом. В месте установки зажимов вос-
принимаемое канатом усилие Р должно пе-
редаваться на следующую ветвь на величи-
ну, равную Р/п (и - число зажимов).
Стропами называют отрезки канатов
или цепи, соединенные в кольца или снаб-
женные подвесными приспособлениями (за-
хватами), которые обеспечивают быстрое,
удобное и безопасное закрепление грузов.
При монтаже используют стропы в основном
канатные, которые разделяются по числу
ветвей: одноветвевые, двухветвевые, трех-
ветвевые, четырехветвевые. В зависимости
от вида оборудования, вышкомонтажное уп-
равление устанавливает номенклатуру ти-
поразмеров стропов. По конструкции стро-
пы подразделяются на простейшие, универ-
сальные, облегченные, многоветвевые. При
строповке многоветвевыми стропами необ-
ходимо следить за тем, чтобы все его ветви
работали в одинаковых условиях. Грузоподъ-
емность стропа должна соответствовать уси-
лию от массы поднимаемого элемента, с уче-
том коэффициента запаса прочности и угла
наклона к вертикали, но не более 45°.
Для облегчения вышкомонтажных ра-
бот при строповке и расстроповке применя-
ют захваты - часть стропов. Их необходимо
применять в тех случаях, когда приходится
перемещать однотипные конструкции. За-
хватами, установленными на стропах, мож-
но быстро закрепить строп за поднимаемые
балки, блоки и т. д.
Траверсы - грузоподъемные приспо-
собления, которые воспринимают сжимаю-
щие или растягивающие усилия или работа-
ют на изгиб. Основное назначение травер с -
предохранять поднимаемые элементы от
воздействия сжимающих усилий, возникаю-
щих в них при наклоне стропов. В вышко ст-
роении траверсы применяют в основном при
погрузке блоков с укрытием.
Блоки входят в состав грузоподъемных
машин. Их используют для подъема или пе-
ремещения грузов и для изменения направ-
ления движения канатов (отводные). Одно-
роликовый блок представляет собой наса-
женный на ось ролик, который по наружно-
му периметру имеет канавку (ручей) для ка-
ната. Размеры ручья зависят от диаметра
каната, идущего через блок. Ось блока за-
крепляется между двумя щеками. Щеки бло-
ка усилены тягой, на которой установлена
скоба для крепления стропа или мертвой ни-
ти, а внизу крюк или петля для подвески гру-
за. Однороликовые блоки объединяются, об-
разуя многороликовые блоки, а система двух
многороликовых блоков, соединяющихся
между собой канатом, образует грузоподъ-
емное устройство - полиспаст. Полиспаст со-
стоит из двух блоков: подвижного, прикреп-
ляемого к подъемному приспособлению, и
неподвижного. Оба блока соединяются меж-
ду собой канатом. Одним концом канат кре-
пится к верхнему неподвижному блоку, дру-
гой конец (ходовой) крепится к приспособле-
нию, создающему тяговое усилие.
Якорями называются неподвижные
сооружения, способные воспринимать гори-
зонтальные или вертикальные усилия, дей-
ствующие на вышку. Якоря, необходимые
для крепления вышек, вант, расчалок, поли-
спастов и лебедок, бывают постоянные и
временные. Постоянными считаются те, ко-
торые устанавливаются при строительстве
скважин и их ремонте. При вынужденной ос-
тановке во время транспортирования мон-
тируют временные якоря. В зависимости от
конструкции, якоря подразделяются на
свайные, заглубленные, винтовые, трубные
(рис. 7.3, а).
При расчете якорей необходимо учиты-
вать, что они воспринимают ветровые на-
грузки на вышку или мачту, которые переда-
ются якорю через растяжки. Якоря для вы-
шек необходимо располагать на вершинах
квадрата, образованного следующим обра-
зом: на продольной и поперечной осях вы-
шки откладываются расстояния, равные вы-
соте вышки, деленные на два. Точки отложе-
ния лежат на стороне квадрата. От найден-
ных точек проводят прямые, параллельные
осям вышки, и откладывают в разные сторо-
ны расстояния, равные половине длины вы-
шки. В вершинах (А, В, Б, Г) образованного
квадрата и устанавливают якоря. Угол рас-
тяжки, соединяющей вышку с поверхностью
земли, составляет в этом случае приблизи-
тельно 45°. При кустовом бурении скважин
существующее расположение якорей изме-
няется (рис. 7.3, б). Обычно разбивку делают
по центральной скважине в группе. Если
максимальное количество скважин в группе
восемь, то разбивку проводят посередине
между 4 и 5 скважинами, так как допускает-
ся максимальное число скважин в группе -
восемь (см. рис. 7.3, б).
Приспособления для обеспечения
точности монтажа кинематически
связанных агрегатов
Комплект приспособлений предназна-
чен для монтажа узлов агрегатов и блоков
буровой установки, проверки центровки аг-
регатов, а также для проверки при эксплуа-
тации.
Приспособление для центровки ва-
лов (рис. 7.4) предназначено для проверки
положения валов механизмов, между кото-
рыми устанавливаются карданные валы. Ус-
тройство его следующее: в направляющих
штатива 5 установлена штанга 4. Во втулке
Рис.7.3. Виды якорей (а) и расположение (б) при монтаже буровой вышки:
1 - якорь из заглубленных бревен; 2 - винтовой якорь; 3 - якорь из трубы с шипами
Рис. 7.4. Приспособление для центровки валов:
1,9- центрируемые валы; 2 - болт; 3 - движок; 4 - штанга; 5 - штатив; 6 - ребра жесткости; 7 - болт; 8 - гайка
штанги 4 установлен движок 3. Штанга 4 и
движок 3 могут перемещаться вдоль своих
осей. Взаимное движение штанги 4 и движ-
ка фиксируется винтами. В головке движка
установлены болты 2 с контргайками. При-
способление присоединяется к валу при по-
мощи болтов 7 с гайками. При установке
приспособление должно быть ориентирова-
но движком 3 в сторону вала, установленно-
го в эксцентриковом стакане. Проверка цен-
тровки производится осторожным провора-
чиванием вала. Задевание болтов о поверх-
ность стакана недопустимо.
Приспособление для выверки тор-
цов звездочек (рис.7.5) предназначено для
проверки правильности установки звездо-
чек цепных передач. Звездочки должны на-
ходиться в одной плоскости. Сварные крон-
штейны устанавливают на звездочках при
помощи болтов. В кронштейны ввернуты
специальные болты 5, имеющие проточку,
через которую натягивается струна б при по-
мощи грузов. Установка звездочек считается
удовлетворительной, если по всей поверхно-
сти торцов А звездочек струна, находясь в
зазоре мерного платина 7, не касается пла-
тина звездочки, т.е. ни один из размеров Б
1
Рис. 7.5. Приспособление для выверки
торцов звездочек;
1 -звездочка коробки перемены передач;
2 - звездочка лебедки; 3, 5 - болты;
4 - кронштейн; 6 - струна; 7 - мерный платик
или В не равен нулю. Штихмас (рис. 7.6) слу-
жит для установки межцентрового расстоя-
ния между валами. Он устанавливается во
впадины зубьев до соприкосновения с ними.
Необходимое межцентровое расстояние ус-
2 3
Рис. 7.6. Схема контроля межцентрового расстояния с помощью штихмаса
Рис. 7.7. Приспособление для стяжки цепей
танавливается перемещением агрегатов и
контролируется по провисанию цепи. Штих-
мас 2 может быть индивидуальным, т.е.
предназначенными для контроля между оп-
ределенными агрегатами, или раздвижным,
когда необходимо знать расстояние между
впадинами зубьев 1 и 3, которое определяет-
ся расчетом.
Приспособление для стяжки цепей
(рис. 7.7) служит для соединения цепей без
перемещения агрегатов. Оно состоит из двух
захватов 1 и 3, наголовники которых сдела-
ны на определенный шаг цепи. Захваты со-
единяются между собой винтом 2, который
имеет левую и правую резьбы. В середине
винта располагаются два отверстия для ус-
тановки в них рычага.
Ролик обводной (рис. 7.8) применяет-
ся для изменения направления ходового ка-
ната при подъеме вышки или погрузке и вы-
грузке оборудования с передвижной плат-
формы. Ролик обводной состоит из серьги 1,
имеющей с двух сторон проушины. Одной
проушиной серьга крепится к основанию
вышечного блока при помощи оси 5.
В другой проушине на оси 5 установлен
ролик 2 с запрессованной бронзовой втул-
кой. Ось 5 удерживается от выпадения чекой
Рис. 7.8. Ролик обводной
4 со шплинтом 3. Ролик рассчитан на макси-
мальное усилие каната (150 кН).
Приспособление для центровки
пальцевой муфты (рис. 7.9) состоит из
планки 3 с установленными в ней болтом 4 с
гайкой 5. К полумуфте 2 приспособление
крепится штатным болтом. Проверка цент-
ровки проводится вращением полумуфты 2
относительно полумуфты 1. В другой про-
ушине на оси 5 установлен ролик 2 с запрес-
сованной бронзовой втулкой. Ось 5 удержи-
вается от выпадения чекой 4 со шплинтом 3.
Ролик рассчитан на максимальное усилие
каната (150 кН).
Точность центровки: разность а по
всему периметру должна быть не более 0,4
мм, а b - не более 0,5 мм. Приспособление
для центровки (рис. 7.10) предназначено
для проверки параллельности осей валов.
Оно состоит из двух кронштейнов 2, крепя-
щихся к фланцам валов проверяемых узлов
болтом 4. Замером расстояний между фик-
сированными точками проверяется парал-
лельность валов (см. схему замеров). Макси-
ось вращения
Рис. 7.9. Приспособление для центровки
пальцевой муфты
Рис.7.10. Приспособление для центровки валов:
1 - вал передачи; 2 - кронштейн; 3 - коробка перемены передач; 4 - болт
Рис.7.11. Приспособление для центровки агрегатов:
1 - проушина; 2 - ось; 3 - опора шаровая; 4 - винт; 5, 10 - гайки; 6 - крестовина; 7, 8 - пробка; 9 - упор
мальная разность замеров не должна пре-
вышать 5 мм.
Приспособление для центровки аг-
регатов (рис. 7.11) предназначено для про-
верки соосности секций и агрегатов, уста-
новленных на этих секциях (насосы, лебед-
ки, коробки скоростей). При центровке винт
в сборе с траверсой устанавливается в пазы
упора 9. Вывинчивая винт 4 из гайки, совме-
щаются отверстия в винте, шаровой опоре 3
и проушине 7, после чего вставляется ось 2.
Центровка проводится навинчиванием од-
ной из гаек 5 или 10, при этом другая из них
не должна упираться в крестовину 6. Данное
приспособление съемное и используется для
центровки всех секций и агрегатов. При хра-
нении и перед использованием его необходи-
мо смазывать.
Гидростатический нивелир (рис.
7.12) предназначен для установки направля-
Рис.7.12. Гидростатический нивелир
Рис.7.13. Клиновой выверочный домкрат:
1 - подвижный клин; 2 - сферическая опора;
3 - гайка; 4 - винт горизонтального
перемещения; 5 - соединительная накладка;
6 - приводной винт; 7 - внешние клинья
ющих рельсов горизонтально относительно
друг друга. Рельсы устанавливают следую-
щим образом. Один из сосудов устанавлива-
ют на головке рельса, а другой - на расстоя-
ние допуска и проверяют уровень жидкости
в обоих сосудах. Разность уровней должна
быть в пределах допуска на единицу длины.
Аналогично определяют расположение рель-
сов в одной плоскости.
Клиновой выверочный домкрат
(рис. 7.13) служит для выверки и регулиров-
ки оборудования при установке его на фун-
дамент. Состоит из верхней и нижней плит,
винта с левой и правой резьбой, левого и
правого клиньев и шпонки. Плиты соедине-
ны с клиньями способом «ласточкин хвост», а
клинья между собой - винтом. При скольже-
нии клиньев осуществляется подъем, при
разведении их - опускание монтируемого
оборудования. Винт вращают с помощью на-
кидного ключа. По окончании выверки под
основание оборудования устанавливают по-
стоянные прокладки, а домкрат убирают.
7.1.5. Специальная техника
для монтажа
Все монтажные машины и механизмы
можно классифицировать по видам выпол-
няемой работы.
1. Машины и механизмы для подгото-
вительных работ, к которым относятся копка
амбаров, установка якорей, планировка пло-
щадки, корчевка пней, срезка кустарников и
их уборка. В комплекс машин и механизмов
для подготовительных работ входят мото- и
электропилы для валки леса, кусторезы для
очистки трассы от кустарника и мелкого ле-
са диаметром до 200 мм. Корчеватель слу-
жит для удаления пней. Бульдозеры, скрепе-
ры и экскаваторы применяют для отделения
грунта от массива и перемещения его на не-
большое расстояние. Ямобуры служат для
установки якорей.
2. Машины и механизмы для монтажа
и демонтажа буровых установок. Для этих
целей используют краны КП-25, Азинмаш-5,
КС-6471, МКаТ-40, МКТ-40, «Январец», ме-
ханизм подъема вышки, площадка для ре-
монта и осмотра вышки, площадка для мон-
тажа укрытия и портала, тракторы - тягачи
Т-130 и Т-100.
3. Машины и механизмы для переме-
щения и перевозки буровой установки. Для
перемещения и перевозки блоков буровой
установки применяются тяжеловоз гусе-
ничный ТГ - 60, тяжеловозы Т - 60, и ТГП -
70, устройство для транспортирования вы-
шки УТВ. Тракторы, тягачи платформы и
транспортные стрелы используют для пере-
возки оборудования. Основное требование,
которое предъявляется к механизмам и ма-
шинам, - высокая проходимость, т. е. спо-
собность преодолевать различные дорож-
ные препятствия и двигаться по дорогам,
не имеющим твердого покрытия, и бездоро-
жью. Проходимость машин определяется
средним удельным давлением на грунт, си-
лой тяги, величиной дорожного просвета
(клиренсом), углом переднего или заднего
света и глубиной брода. Кроме того, прохо-
димость колесных машин зависит от числа
ведущих осей, диаметра, числа и располо-
жения колес, продольного и поперечного
радиусов проходимости, минимального ра-
диуса поворота, а проходимость гусенич-
ных машин - от размеров опорной поверх-
ности гусениц.
7. 2. Транспортирование
кустовой буровой установки
Буровые установки для строительства
скважин - сооружения временные. Одним из
путей увеличения продолжительности на-
хождения буровой установки на одной пло-
щадке является широкое использование кус-
тового наклонно направленного и горизон-
тального бурения скважин. Дальнейшее со-
вершенствование горизонтального и наклон-
ного бурения - располагать на одной площад-
ке большее количество скважин. Это эконо-
мит средства и время, необходимые на стро-
ительство дорог, монтаж и транспортировку
оборудования, облегчает организацию работ.
Кроме того, кустовое бурение способствует
концентрации промыслового хозяйства при
эксплуатации скважин, сокращает капи-
тальные вложения в обустройство месторож-
дений, облегчает работы по автоматизации и
диспетчеризации промыслов. В связи с при
менением различных способов бурения сква-
жин в последние годы развивается два вида
транспортирования буровой установки.
Первый вид транспортирования - с пло -
щадки на новую площадку (с куста на следу-
ющий куст). При этом транспортирование
осуществляется на расстояние более 100 ме-
тров. К такому виду транспортирования от-
носятся также разведочные скважины.
Второй вид транспортирования - это
перемещение только в пределах площадки со
скважины на следующую скважину. Расстоя-
ние перемещения обычно составляет от 5 до
100 метров, при этом перемещается не вся
буровая установка, а только ее часть. Некото-
рые блоки остаются без изменения своего ме-
стоположения до окончания бурения послед-
ней скважины.
7.2.1. Транспортирование
с куста на куст
При транспортировании с куста на
куст в современной практике буровая уста-
новка разбирается на три вида блоков, и, в
зависимости от такой разбивки, выбирается
вид транспортирования и монтажа буровой.
Применение каждого из этих способов обус-
ловлено типами буровых установок, укомп-
лектованностью их основаниями, а также
специфическими условиями нефтяного ре-
гиона, расстоянием перебазировки буровых
установок, рельефом местности и другими
факторами.
По окончании бурения скважин на кус-
те предприятия сдают под демонтаж буро-
вую установку и одновременно указывают,
куда необходимо перевезти следующую бу-
ровую установку. Изучается местность, и со-
ставляется проект трассы, для которого ос-
новным критерием считается стоимость
транспортирования. После изучения мест-
ности решается вопрос о трудозатратах при
подготовке трассы для различного вида
транспортирования.
Транспортирование с куста на куст мо-
жет быть агрегатным, мелкоблочным и
крупноблочным. Агрегатный способ транс-
портирования применяется в тех случаях,
когда буровая установка демонтируется на
агрегаты, т. е. невозможно применять два
других - мелкоблочный или крупноблочный.
В этом случае перевозка осуществляется
универсальным транспортом по дорогам об-
щего пользования. Агрегатный способ
транспортировки осуществляется при пере-
возке оборудования, поступившего с завода.
В остальных случаях агрегатный способ
применяется очень редко.
Мелкоблочный способ транспортиро-
вания - это перевозка оборудования, скомпо-
нованного на блоках массой от 10 до 40 т. Та-
кие блоки перевозят на специальных трейле-
рах по дорогам общего пользования. Транс-
портирование крупноблочным способом
осуществляется на специальных тележках.
Блоки могут быть массой от 100 до 250 т.
Оборудование перевозят обычно по специ-
альным трассам. От вида транспортировки
зависит вид монтажа.
Кустовая буровая установка состоит из
нескольких блоков. Разделение на крупные
блоки чисто условное. Крупным считается
блок, который перевозится на специальных
тележках, а мелким - на универсальном
транспорте. Исходя из этого определения, вся
кустовая установка состоит из трех крупных
блоков, которые транспортируются на уни-
версальном транспорте. Для установки БУ
3000 ЭУК крупные блоки следующие: вышеч-
но-лебедочный, вышка, насосный. Осталь-
ные блоки - компрессорный, емкостный, тех-
нологический, котельный, блок подстанции,
блоки коммуникаций, а также склад химичес-
ких реагентов, приемный мост и другие - пе-
ревозятся универсальным транспортом.
Буровая установка БУ3900/225 ЭК-БМ
для транспортировки разбиваются на круп-
ные и мелкие блоки - модули, массой от 10 до
40 т (около 80 блоков), которые транспорти-
руются как на трейлерах, так и на универ-
сальном транспорте, при этом высота их не
превышает 4,5 м.
Способы перевозки буровой
установки и классификации
транспортных средств
Буровая установка представляет со-
бой комплект оборудования, которое мо-
жет перевозиться различным транспор-
том. Перевозка буровой установки с куста
на куст зависит от трассы. Поэтому перед
тем как везти буровую установку, нужно
разработать проект производства работ
(ППР). Обычно буровая установка может
транспортироваться двумя следующими
способами:
- часть оборудования перевозится круп-
ными блоками (основания блоков использу-
ются как транспортное средство с установкой
специальных тележек под блоки), а остальная
часть - транспортом общего пользования;
- все оборудование перевозится транс-
портным средством общего пользования.
При использовании транспорта общего
пользования перевозка блоков может быть
осуществлена двумя способами.
1. Применение тягача с одним трейле-
ром. Недостаток этого метода заключается в
том, что тягач совершает движение от по-
грузки до строительного объекта с простоя-
ми при погрузке и разгрузке.
2. Использование тягачей со сменны-
ми трейлерами (челночный метод). При
этом тягач, обслуживая несколько трейле-
ров, осуществляет прицепку и отцепку гру-
женых или порожних трейлеров без про-
стоев при погрузке и разгрузке. При этом
способе число трейлеров, обслуживаемых
тягачом, зависит от расстояния перевозки,
времени погрузки и разгрузки, дорожных
условий, скорости движения и других фак-
торов. При этом методе можно ликвидиро-
вать перегрузку, т. е. осуществлять монтаж
с колес.
Для подбора транспортных средств необ-
ходимо иметь следующие конкретные данные:
- параметры груза - габариты, масса,
транспортное положение, допускаемые мес-
та опоры и крепления;
- технические данные транспортных
средств - грузоподъемность, размеры грузо-
вых платформ, погрузочная высота, радиус
поворота;
- способы организации перевозки;
- сведения о трассе транспортирования
и подъездных путях:
- полная характеристика маршрута пе-
ревозки - наличие искусственных сооруже-
ний (мосты, электросети и т. п.).
Для перевозки бурового оборудова-
ния специализированные прицепы и полу-
прицепы можно классифицировать по
трем основным признакам. Первый при-
знак - вид основного перевозимого груза
(блоки, коммуникации, панели каркасов,
оборудование). Второй признак - погрузоч-
ная высота (расстояние от плоскости, на
которую опирается перевозимый груз, до
уровня земли) и ее сравнение с высотой се-
дельно-сцепного устройства тягача и диа-
метром колес трейлера. Высокорамные ус-
тройства, их погрузочная высота больше
высоты расположения седельно-сцепного
приспособления и больше диаметра колес
прицепа. Погрузочная высота низкорам-
ных меньше высоты расположения седель-
но-сцепного устройства и меньше диамет-
ра колес прицепа. Погрузочная высота по-
лунизкорамных меньше высоты располо-
жения седельно-сцепного устройства и
больше диаметра колес прицепа.
Третий признак - форма кузова, опре-
деляющая конструктивное исполнение спе-
циализированного транспортного средства.
Хребтовые кузова имеют две боковые грузо-
вые площадки, разделенные центральной
хребтовой рамой; кассетные - одну грузовую
площадку, образующую кузов в виде кассе-
ты; платформенные - грузовую площадку в
виде горизонтальной платформы с постоян-
ными или переменными размерами (длиной
и шириной). Использование трех классифи-
кационных признаков характеризует назна-
чение и конструктивное исполнение специа-
лизированного полуприцепа или прицепа.
Общие положения о погрузке
и перевозке крупногабаритных
и тяжеловесных грузов
При перевозке крупногабаритных гру-
зов по дорогам общего пользования необхо-
димо руководствоваться следующим.
Транспортные средства с грузом или без
груза считаются крупногабаритными, если
их размеры превышают хотя бы один из
следующих показателей: высота 3,8 м от по-
верхности дороги; ширина 2,5 м; длина 20
м для автопоезда с одним прицепом (полу-
прицепом) и 25 м для автопоезда с двумя и
более прицепами, если груз выступает за
заднюю точку габарита транспортного
средства не более 2 м.
В соответствии с требованиями ПДД,
перевозка по определенному маршруту мо-
жет осуществляться только по специально-
му разрешению, выдаваемому ГИБДД. Вы-
сота груза над поверхностью проезжей ча-
сти дороги должна быть не более 4,5 м и
обязательно согласована со службами свя-
зи. При наличии на маршруте железнодо-
рожных переездов, если габариты транс-
портного средства с грузом или без груза
превышают по ширине 5 м, по высоте над
поверхностью проезжей части 4,5 м, по
длине автопоезда с одним прицепом (полу-
прицепом) 20 м, а общая фактическая мас-
са транспортного средства превышает 52 т
и скорость движения менее 5 км/ч, требу-
ется также согласование с дистанцией пу-
ти железной дороги.
Разрешение на перевозку получает
владелец транспорта (управление техноло-
гического транспорта). Грузополучатель
(заказчик) обязан подать грузовладельцу
вышкомонтажного управления (ВМУ) не по-
зднее шести дней письменную заявку с ука-
занием фамилии, имени, отчества лица, от-
ветственного за перевозку. К заявке необхо-
димо приложить разрешение соответству-
ющих организаций (электросетей, связи,
железной дороги, продуктопроводов), если
по маршруту следования имеются эти со-
оружения. Грузовладелец обязан подать в
Управление технологического транспорта
письменную заявку с указанием маршрута
следования, габаритов и веса перевозимого
груза и предполагаемого времени и даты
перевозки.
Перевозка разрешается обычно в часы
наименьшей интенсивности движения, а
вне населенных пунктов - только в светлое
время суток. Недопустима перевозка в часы
«пик», а также в другое время, когда, с уче-
том дорожных условий и интенсивности
движения, можно вызвать значительные за-
держки транспортных средств. Необходи-
мость и вид сопровождения определяются
ГИБДД при выдаче разрешения на перевоз-
ку. Патрульный автомобиль ГИБДД должен
сопровождать груз, если ширина транс-
портного средства превышает 4 м, длина ав-
топоезда более 30 м. Транспортное средство
при движении вынуждено хотя бы частично
занимать полосу встречного движения. В
процессе движения возникает необходи-
мость проведения дополнительных меро-
приятий по регулированию дорожного дви-
жения для обеспечения безопасности проез-
да. В других случаях вопрос о сопровожде-
нии решается начальником Госавтоинспек-
ции с учетом дорожных условий, интенсив-
ности и способа движения.
Автомобиль прикрытия должен дви-
гаться впереди сопровождаемого транспор-
та. При этом по отношению к сопровождае-
мому автомобиль прикрытия должен дви-
гаться уступом с левой стороны, т. е. таким
образом, чтобы его габариты по ширине вы-
ступали за габариты сопровождаемого
транспортного средства. Перед началом
движения по установленному маршруту
транспортное средство осматривается ли-
цом, ответственным за перевозку, и в бланке
разрешения делается запись, заверенная пе-
чатью, о соответствии транспортного сред-
ства и закрепления груза требованию ППД и
инструкции. Бланк разрешения должен на-
ходиться у водителя. Запрещается осуще-
ствлять перевозки при гололеде, сильном
снегопаде и в условиях ограниченной види-
мости.
К перевозке крупногабаритных и тяже-
ловесных грузов допускаются наиболее
опытные водители, имеющие право на уп-
равление транспортным средством соответ-
ствующей категории. Перевозить надо по
строго утвержденному маршруту. Если во
время перевозки возникнут обстоятельства,
требующие изменения маршрута, то органи-
зация, осуществляющая перевозку, должна
получить новое разрешение.
Транспортирование буровой уста-
новки «УРАЛМАШ 3000 ЭУК». Установка
может перевозиться, в зависимости от рель-
ефа местности, следующими способами:
- крупноблочным на тяжеловозах ТГ-
60, Т-60, ТГП-70;
- мелкоблочным на специальных
трейлерах;
- агрегатным на универсальном транс-
порте.
Буровая установка при крупноблочном
способе транспортируется следующими
крупными блоками: вышечно-лебедочный
(без вышки), насосный; вышка; остальные
части - мелкими блоками, а приемный мост
и коммуникации - универсальным транс-
портом. Для транспортирования вышечно-
лебедочного блока необходимо не менее че-
тырех тяжеловозов ТГ-60 или Т-60. Тяжело-
возы ТГ-60 на гусеничном ходу применяют-
ся на грунтовых трассах, а Т-60 - на трассах
с бетонным покрытием. Когда используются
два тяжеловоза под передний кронштейн
устанавливают балансир (тяжеловозы спа-
ривают с помощью специальной тяги). Зад-
ние тяжеловозы могут быть установлены
для транспортирования с колеёй по осям тя-
желовозов, равной 4000 или 6000 мм. При
этом (в зависимости от условий рельефа ме-
стности и состояния трассы) рекомендуется
два варианта транспортирования. Первый
вариант - вышечно-лебедочный блок транс-
портируется (рис. 7.14) в собранном виде
вместе с устройством для подъема вышки и
укрытием. При этом транспортируемая
масса блока 208 т, допустимый продольный
уклон при спуске 25°, при подъеме 5°, а по-
перечный крен 2°. При втором варианте—
вышечно-лебедочный блок транспортиру-
ется с демонтированным устройством для
подъема вышки и укрытием (рис. 7.15). При
этом транспортируемая масса 190 т, допус-
тимый уклон продольный при спуске 20°,
при подъеме 20°, а поперечный крен 6°.
Рис.7.14. Первый вариант транспортирования вышечно-лебедочного блока на тяжеловозах ТГ-60
Рис.7.15. Второй вариант транспортирования вышечно-лебедочного блока без разборки на тяжеловозах ТГ-60
Рис.7.16. Транспортирование насосного блока:
1 - стойка; 2 - насос; 3 - основание; 4, 5 - тяжеловозы соответственно передний и задние
Рис.7.17. Транспортирование вышки с балконом:
1 - вышка; 2 - балкон; 3 - тяжеловоз
Насосный блок транспортируется на
трех тяжеловозах ТГ-60 или Т-60 (рис. 7.16).
Транспортируемая масса 90 т, допустимый
продольный уклон 20°, допустимый попереч-
ный крен 10°, а ширина колеи 3400 мм. Для
транспортирования насосного блока необхо-
димо приподнять блок гидродомкратами тя-
желовозов на высоту, обеспечивающую зазор
между блоком и опорами, убрать из-под бло-
ка опоры и балки, опустить блок кронштей-
нами в гнезда тяжеловозов, закрыть захва-
ты. Установка на фундамент проводится в об-
ратном порядке. Вышки транспортируются в
горизонтальном положении на трех тяжело-
возах ТГ-60 или Т-60 с применением специ-
ального устройства (рис. 7.17).
Специальное оборудование
Гусеничный тяжеловоз для пере-
возки крупных блоков. Тяжеловоз гусе-
ничный ТГ-60 (рис. 7.18) предназначен для
снятия с фундамента, транспортирования
и установки на фундамент блоков буровых
установок, оборудованных специальными
кронштейнами.
Техническая характеристика тяжеловоза
ТГ-60
Тип тяжеловоза.......прицепной, гусеничный
Нагрузка, кН...........................600
Скорость передвижения,
км/ч, не более...........................6
Удельное давление на грунт, МПа.......0,24
Подъем и опускание блоков.гидродомкратом
Рабочее давление в гидродомкрате,
МПа, не более..........................8,5
Ход поршня гидродомкрата, мм.........650
Привод в действие гидродомкрата от гидрофици-
рованного трактора или специального агрегата.
Высота оси опорного шарнира, мм......1377
Габариты, мм:
длина.........................5685
ширина........................1878
высота........................1497
Масса, кг..........................11700
Высота оси опорного шарнира
с проставкой, мм....................1557
Масса с проставкой, кг.............11900
Тяжеловоз гусеничныйТГ-60 представ-
ляет собой двухосную прицепную тележку на
гусеничном ходу и состоит из рамы 4, перед-
ней и задней траверс 5 и 1, гусеничных ходов
6, дышла 8 с удерживающим устройством 7,
поршня гидродомкрата 3, захватов 2 и крю-
ка 9. Рама представляет собой сварную кон-
струкцию, в центральной части которой вва-
рен цилиндр гидродомкрата. Нижние концы
рамы заканчиваются цилиндрическими
цапфами, а в верхней части приварены опо-
ры. К задней цапфе приварен буксирный
крюк, который используется только при хо-
лостой буксировке. Крюки, расположенные
в верхней части рамы, служат для погрузки
и выгрузки тяжеловоза.
Сбоку рамы в цилиндр вварен трубо-
провод, на конце которого приварены два
вентиля ВИ-15 и два штуцера с резьбой М27
х1,5. Последние закрываются заглушками.
На боковой поверхности рамы имеются ско-
бы, в которые устанавливаются захваты при
подводе тяжеловоза под блок. Траверсы вы-
полнены литыми. На передней траверсе рас-
положено удерживающее дышло, состоящее
из тросика, пружины, винта и гайки. Кроме
того, корпус передней траверсы имеет про-
ушины для установки пальцев дышла. Паль-
цы от выпадения стопорятся винтами. К
корпусу задней траверсы приварены голо-
вки, в которые ввернуты упорные винты. На
сферических головках винтов покоятся кон-
цы пакета рессор, центральная часть кото-
рых крепится к раме.
Гусеничные хода насажены на полуоси,
запрессованные в корпус траверс, которые
от смещения стопорятся полукольцами, за-
крытыми колпаком. Оси колес гусеничного
хода установлены на конических подшипни-
ках. Колеса крепятся к оси гайками. Под-
шипники смазывают через отверстия крыш-
ки, для этого необходимо вывернуть один
болт. Дышло выполнено сварным из труб ди-
аметром 114 мм и снабжено серьгой со сто-
пором, открывающимся только в определен-
ном положении, и державкой, за которую
крепят трос. Дышло удерживается в гори-
зонтальном положении удерживающим уст-
ройством. Положение дышла регулируется
гайкой, для чего необходимо приподнять ко-
нец дышла.
Поршень гидродомкрата имеет диа-
метр 300 мм и ход 0,65 м. При выборе хода
срабатывает предохранительное устройство
и жидкость выбрасывается наружу. При
этом длина поршня, находящегося в цилин-
дре, составляет около 320 мм. При работе с
проставкой на гнезде поршня домкрата ус-
танавливается наголовник, который крепит-
ся штифтами со стопорными шплинтами. В
опоры рамы устанавливаются захваты, ко-
торые снабжены ручкой с чекой, открываю-
щиеся только в одном положении.
Проставка представляет собой балку с
центральным отверстием, концы которой
снабжены опорами. Проставка устанавлива-
ется в опоры тяжеловоза и стопорится вкла-
дышем и чекой. Захваты в этой время уста-
навливаются в опоры проставки. Проставку
применяют тогда, когда кронштейны блока
расположены высоко и не хватает хода пор-
шня. Для подготовки тяжеловоза к работе
необходимо снять захваты, для чего повер-
нуть рукоятку на 180° вверх и потянуть на
себя. Захваты следует устанавливать в пре-
дусмотренные для этой цели скобы.
Рис.7.18. Гусеничный тяжеловоз ТГ-60
Тяжеловоз подводят под опорный крон-
штейн блока. Снимают заглушки штуцеров
и открывают вентиль. Подсоединяют гидро-
домкрат к гидросистеме трактора, после че-
го проводят (если это необходимо) попереч-
ную ориентацию рамы винтами. Седло пор-
шня или наголовника должно упираться в
центральную часть кронштейна блока, при-
чем ось должна быть строго перпендикуляр-
на к оси кронштейна. Перекосы нежелатель-
ны. Включается гидросистема, и поднимает-
ся блок на высоту, обеспечивающую зазор
между блоком и опорными фермами. Убира-
ются опорные фермы, и блок опускается на
опоры тяжеловоза или проставками. Цилин-
дрические концы кронштейна закрепляют
захватами, для чего вставляют захваты в па-
зы опор и поворачивают рукоятку вниз так,
чтобы чека попала в паз. Закрывают вен-
тиль, отсоединяют шланг и закрывают шту-
цер заглушкой. Отсоединение тяжеловоза от
блока производится в обратном порядке.
Модификацией тяжеловоза ТГ-60 счи-
тается тяжеловоз ТГП-70 (тяжеловоз гусе-
ничный поворотный семидесятитонный).
Отличия в основном имеются в раме тяжело-
воза. Внутри рамы установлен бак для масла
вместимостью 45 л, С двух сторон рамы в ци-
линдре гидродомкрата вварены два трубо-
провода, позволяющие управлять гидродом-
кратом с двух сторон. Также изменены тра-
версы, которые состоят из литых корпусов с
запрессованными в них полуосями. Конст-
рукции корпуса и седел обеспечивают пово-
рот передней траверсы в горизонтальной
плоскости на 8° в обе стороны относительно
продольной оси рамы, а также боковые кача-
ния рамы. В корпусе задней траверсы сверху
встроена втулка, в которую завернут фикса-
тор. Последний, ввернутый до отказа, удер-
живает раму в перпендикулярном положе-
нии относительно продольной оси траверсы
при холостой буксировке тяжеловоза.
При работе с тяжеловозом необходимо
соблюдать технику безопасности. Запреща-
ется превышать грузоподъемность, скорость
транспортирования, а также давление в гид-
росистеме. При транспортировке блоков бо-
ковое качание гусеничных ходов относи-
тельно рамы, а также направление тягового
усилия от продольной оси тяжеловоза на по-
воротах не должно превышать 15°. Макси-
мальное тяговое усилие не должно превы-
шать 180 кН.
Тяжеловоз на пневмоколесном ходу.
Тяжеловоз Т-60 предназначен для снятия,
установки блоков буровых установок и пере-
возки их по подготовленной трассе.
Техническая характеристика тяжеловоза
Т-60
Нагрузка (в кН, не более) при скорости
транспортирования, км/ч:
до 4..................................588
свыше 4-8.......................402
Давление в шинах, МПа, не более.....0,617
Ход поршня гидродомкрата, мм,
не менее..............................700
Рабочее давление в гидросистеме, МПа,
не более..............................4,9
Высота оси опорного шарнира при
транспортировании блока, мм,
не более.............................1890
Высота опорного шарнира при подводке
под кронштейн блока, мм,
не менее.............................1610
Углы наклона (в градусах) тяжеловоза
при транспортировании блока:
продольные.............................10
поперечные.......................10
Тормоза .......колодочные с пневматическим
приводом от тягача
Шина ВФ-76Б.............500 - 635/18,00 - 25/
норма слойности 28
Габариты, мм, не более:
длина..........................5170
ширина.........................1820
высота.........................1715
Масса, кг, не более..................6680
Тяжеловоз Т-60 (рис. 7.19) представляет
собой двухосную подкатную платформу 9 на
пневмоколесном ходу, оснащенную тормоз-
ными цилиндрами 21, гидравлической сис-
темой и световой сигнализацией. Состоит из
следующих основных узлов: платформы 9 с
вертикальной осью в центре, на которой ус-
тановлена и закреплена вращающаяся крес-
товина 20, поршней гидродомкратов, балки
19, свободно подвешенной на поршнях гид-
родомкрата и опирающейся на крестовину
20, переднего и заднего балансиров 17 и 12 с
ходовой частью, дышла 7 и фиксатора 14.
Платформа - сварная балка коробочно-
го сечения, в концы которой вварены цапфы.
К задней цапфе приварена серьга, которая
служит для прицепления транспортных
средств при маневрировании и удержания
нагруженного тяжеловоза. К боковым по-
верхностям балки консольно приварены два
корпуса гидродомкратов 3. Для погрузки тя-
желовоза на транспортные средства и вы-
грузки имеются четыре крюка. Ребро, распо-
ложенное на задней части платформы, слу-
жит для соединения платформы с фиксато-
ром. Крестовина сварной конструкции ко-
робчатого сечения со сквозным централь-
I - положение. Перевозка блока
на низко расположенном
опорном шарнире
13 14 15 16 17 18 19 20 21
Рис.7.19. Тяжеловоз на пневматическом ходу Т-60:
1 - дышло; 2 - баллоны; 3 - гидродомкраты; 4 - захваты; 5 - выходной кран; 6 - соединительная головка; 7 -
воздухораспределитель; 8 - пружина; 9 - платформа; 10 - крышка; 11 - поршень гидродомкрата; 12 - задний
балансир; 13 - вилка; 14 - фиксатор; 15 - кран; 16 - винты; 17 - передний балансир; 18 - стопор; 19 - балка; 20
- крестовина; 21 - тормозные цилиндры
ным отверстием и имеет на разных по высоте
две взаимно перпендикулярные парные пло-
щадки с отверстиями. При установке балки
на нижние площадки крестовины высота оси
опорного кронштейна блока при транспор-
тировании будет равна 1610 м, а при уста-
новке балки на верхние площадки - 1890 мм.
Поршень гидродомкрата представляет
собой сварной цилиндрический стакан, в
верхней части которого вварено гнездо с
резьбовыми отверстиями для крепления
крышек 10 и служащего опорой для крон-
штейна блока буровой установки. Полость
поршня служит емкостью для рабочей жид-
кости гидравлической системы. В гнезде
поршня имеется резьбовой канал с сапуном
для заправки емкости рабочей жидкостью и
канал для забора жидкости из емкости или
слива ее в емкость из гидравлической систе-
мы. В нижней части поршня находится пе-
репускной клапан для ограничения хода
поршня свыше 700 мм. В верхней части пор-
шней выполнены овальные пазы для уста-
новки в них цапф балки.
Балки сварной конструкции представ-
ляют собой две опоры, соединенные между
собой перемычкой, с гнездами для установ-
ки в них кронштейна блока и цапфами для
соединения балки с поршнями. В основании
опор вварены штыри для фиксации балки на
крестовине. На одной боковой стенке каж-
дой опоры балки имеется устройство для
крепления балки к крестовине. При подъеме
блока балка перемещается вместе с поршня-
ми, но в работе не участвует, так как цапфы
ее свободно перемещаются в овальных пазах
поршней. При опускании блока балка ло-
жится на крестовину, а блок на балку и пор-
шни разгружаются. Передний балансир со-
стоит из литого корпуса с запрессованными
в него полуосями, колес, шин, тормозных ме-
ханизмов и тормозных цилиндров. Колеса,
шины, тормозные механизмы и цилиндры
заимствованы с автомобиля БелАЗ-540.
Средняя часть корпуса выполнена в ви-
де стакана с овальным окном на цилиндри-
ческой поверхности, через которое проходит
цапфа платформы. Корпус имеет проушины
для крепления к нему дышла. Колесо бездис-
ковое со съемным бортовым, посадочным и
замочным кольцами. Обод колеса и посадоч-
ное кольцо имеют конические полки для по-
садки шины. Обод колеса по внутреннему
диаметру (стороны канавки под замочные
кольца) имеет корпус для центровки колеса
при установке его на ступицу. Колесо кре-
пится к ступице гайками с помощью прижи-
мов. Ступица с тормозным барабаном уста-
новлена на полуось на двух роликовых кони-
ческих подшипниках и закреплена гайкой,
стопорной и замковой шайбами. Колесо кре-
пится к ступице гайками с помощью прижи-
мов. Шина пневматическая (модель БФ-76Б)
состоит из покрышки, камеры с вентилем и
ободной ленты.
Передний балансир установлен на цап-
фу платформы с помощью седел, установ-
ленных в стакане корпуса, и закреплен полу-
кольцами. Стакан закрыт крышкой. Конст-
рукция корпуса и седел обеспечивает пово-
рот балансира в горизонтальной плоскости
на ±10° относительно продольной оси плат-
формы, а также боковое качание платформы
под нагрузкой. Тормозные механизмы бара-
банного типа с двумя внутренними колодка-
ми встроены в колеса тяжеловоза и смонти-
рованы на суппортах, жестко прикреплен-
ных к фланцам корпуса болтами. Тормозные
колодки с фрикционными накладками уста-
новлены на одной общей оси. Пружинами
тормозные колодки прижаты к разжимному
кулаку. Ролики установлены на осях, засто-
поренных от продольных перемещений сто-
порными кольцами.
При повороте кулака ролики перекаты-
ваются по его поверхности и прижимают
тормозные колодки к барабану. Режимный
кулак насажен на шлицы вала и закреплен
стопорным кольцом. На другом конце вала
установлена на шлицах и закреплена сто-
порным кольцом шестерня, торцевые зубья
которой входят в зацепление с торцовыми
зубьями регулировочного рычага. Рычаг за-
креплен на шестерне гайкой и стопорной
шайбой. Второй конец регулировочного ры-
чага соединен с вилкой штока тормозного
цилиндра. Тормозные цилиндры 21 пред-
назначены для приведения в действие тор-
мозных механизмов при включении рабочей
тормозной системы. Тормозной цилиндр со-
стоит из корпуса, крышки и поршня. Пор-
шень уплотнен резиновой манжетой. На
штоке поршня установлена защитная муф-
та. Штоковая полость сообщена с атмосфе-
рой сапуном.
Задний балансир 12 отличается от пе-
реднего балансира 17 только конструкцией
корпуса. Средняя часть корпуса заднего ба-
лансира выполнена в виде ступицы со сквоз-
ным цилиндрическим отверстием, которым
балансир устанавливается на цапфу плат-
формы и крепится полукольцами при помо-
щи болтов к стойкам. На корпус заднего ба-
лансира снизу приварен пружинный фикса-
тор, соединенный с платформой тягой. Фик-
сатор удерживает платформу в перпендику-
лярном положении относительно продоль-
ной оси балансира при холостой буксировке
тяжеловоза и обеспечивает ее боковой крен
под нагрузкой в пределах 10°. Дышло свар-
ной конструкции снабжено фиксатором 4,
который служит для удержания тягового
троса при креплении троса к дышлу. Послед-
нее соединено с корпусом балансира пальца-
ми. В проушинах корпуса пальцы фиксиру-
ются винтами 16. Дышло поддерживается в
горизонтальном положении пружиной, вто-
рой конец которой зацеплен за кронштейн,
установленный на крышке стакана корпуса.
Тормозная система предназначена для
замедления скорости и остановки тяжелово-
за и включает в себя соединительную голо-
вку типа Б, воздухораспределитель тормозов
с краном растормаживания, два воздушных
баллона, четыре тормозных цилиндра, че-
тыре тормозных механизма, встроенных в
колеса, и воздухопроводов. Система свето-
вой сигнализации состоит из кабеля с вил-
кой, клеммной коробки, установленной на
заднем балансире, двух фонарей (указатель
габарита и сигнал торможения) и двух указа-
телей поворота. В фонарях установлены
лампочки напряжением 24 В. Система све-
товой сигнализации передается от буксир-
ного тяжеловоза, автомобиля или тягача.
Гйдравлическая система тяжеловоза
служит для поднятия и опускания блоков бу-
ровых установок и включает в себя два гид-
родомкрата 3, четыре крана 5, две емкости,
шланги и трубопроводы. Емкостями служат
полости поршней гидро домкратов. При ра-
боте с тяжеловозом Т-60 необходимо не пре-
вышать рабочее давление в гидросистеме,
(оно не должно быть более 50 МПа). Скорость
движения тяжеловоза под нагрузкой, угол
крена заднего балансира относительно
платформы нагруженного тяжеловоза
должны быть в пределах нормы, нельзя бук-
сировать тяжеловоз с неисправными тормо-
зами и световой сигнализацией.
Прежде чем поднимать блок, необходи-
мо убедиться, что щеки балки находятся в
верхнем положении. Если эта операция не
выполнена, то подъем блока запрещается.
Прежде чем снимать с тяжеловоза колесо,
следует выпустить воздух из шин. При мон-
таже колеса надо накачать шину воздухом
до давления 0,1 МПа и убедиться в правиль-
ности установки замочного кольца. Шину до
требуемого давления накачивают только по-
сле закрепления колеса на ступице. Рядом с
накачиваемой шиной не должны находиться
люди. Демонтаж с тяжеловоза элементов
тормозной системы, если давление в воз-
душных баллонах выше атмосферного, про-
водится после выпуска воздуха. Работать на
тяжеловозе можно только при упорах, подло-
женных под колеса. На стоянках даже с не-
значительным уклоном подкладываются
под колеса упоры.
При перевозке блока балка должна
быть связана с крестовиной при помощи
щек. При невыполнении этой операции пе-
ревозка блоков запрещена. При подготовке
тяжеловоза к работе необходимо тщательно
осмотреть все узлы тяжеловоза, проверить
состояние крепежных соединений и при не-
обходимости подтянуть их. Проверить со-
стояние шин и давление воздуха в каждой
шине. Давление воздуха в шинах должно
быть 0,63 МПа. Рабочую жидкость заливают
через воронку, снабженную фильтрующей
сеткой, в емкости, для чего следует открыть
перепускные краны. После полного заполне-
ния жидкостью всей гидросистемы перепу-
скные краны закрываются.
Надежность и плотность соединений
деталей гидросистемы проверяется по
утечке жидкости через соединения и кра-
ны. Тяжеловозы под блок устанавливают на
заранее подготовленные выровненные пло-
щадки. Для этого необходимо снять крыш-
ки с гнезд поршней, отсоединить балку от
крестовины, для чего вынуть пальцы из
гнезд крестовины, установить щеки в верх-
нее положение, зафиксировав их пальцами
в гнездах балки. Подвести тяжеловоз под
кронштейн блока следует так, чтобы гнезда
поршней находились под посадочными ци-
линдрическими местами кронштейна. По-
сле этого гидросистему тяжеловоза соеди-
няют с насосом трактора, причем нагнета-
тельную магистраль насоса - с трубопрово-
дом, а всасывающую магистраль - с трубо-
проводом тяжеловоза. Входной и выходной
краны тяжеловоза открываются. Перепуск-
ные краны должны быть закрыты. Включа-
ется гидросистема трактора, и поднимают-
ся поршни до соприкосновения гнезд с
кронштейнами блока. После этого входной
кран закрывается. Устанавливаются крыш-
ки и закрепляются болтами к гнезду порш-
ня. Входной кран отключается и происхо-
дит дальнейший подъем блока на необходи-
мую высоту. Входной и выходной краны
при этом закрываются.
При перевозке блоков с высоко располо-
женными кронштейнами надо повернуть кре-
стовину на 90°, открыть оба перепускных
крана. При опускании блока фиксирующие
штыри балки должны войти в отверстия кре-
стовины. После окончательной установки
блока на тяжеловоз закрывается перепускной
кран, щеки балки устанавливаются в нижние
отверстия и фиксируются в отверстиях крес-
товины пальцами. Гйдросистема трактора
отъединяется от гидросистемы тяжеловоза.
При перевозке блоков с низко расположенны-
ми кронштейнами крестовина остается в пер-
воначальном положении. Блоки устанавли-
вают на фундамент в следующем порядке:
1) присоединяют гидросистему тяжело-
воза к гидросистеме трактора;
2) отсоединяют балку от крестовины;
3) открывают входной и выходной кра-
ны тяжеловоза (перепускные краны должны
быть закрыты);
4) включают гидросистему трактора и
поднимают блок на необходимую высоту;
5) закрывают входной кран;
6) устанавливают опоры под блок;
7) поворачивают крестовину на 90° и
фиксируют ее пальцами (при перевозке бло-
ков с низкорасположенными кронштейнами
операция не выполняется);
8) открывают перепускные краны и ус-
танавливают блок на опоры;
9) закрывают краны, отсоединяют гид-
росистему тяжеловоза от трактора;
10) снимают крышки с гнезд поршней;
11) отводят на буксире тяжеловоза из-
под блоков.
Устройство для транспортирования
вышки. Устройство для транспортирования
вышки (УТВ) предназначено для снятия,
транспортирования в горизонтальном поло-
жении и установки вышки. Эксплуатирую-
щиеся нефтяные месторождения за по-
следние годы электрифицируются, и поэто-
му возникла необходимость перетаскивать
вышечно-лебедочный блок без поднятой вы-
шки для прохождения под электролиниями.
Опускание, разборка, перевозка, сборка и
подъем вышки при любой ныне существую-
щей конструкции отнимают в общем цикле
значительное время.
Для исключения циклов разборки и
сборки вышки вышкомонтажные предпри-
ятия своими силами конструировали и из-
готовляли устройство для транспортирова-
ния вышки в горизонтальном положении, а
для буровой установки «Уралмаш-3000
ЭУК» УТВ входит в комплект заводской по-
ставки. Устройство транспортирования
вышки (рис. 7.20) состоит из центральной
рамы 6, соединенной с двумя поперечными
балками - передней 4 и задней 7, которые
устанавливаются на три тяжеловоза. Пе-
редний тяжеловоз соединяется с передней
балкой через поворотный кронштейн 5,
что позволяет маневрировать во время пе-
ревозки вышки. К поперечным балкам кре-
пятся пальцевыми шарнирами откидные
балки. При перевозке вышки в горизон-
тальном положении откидные балки гори-
зонтальны. При транспортировке порож-
него УТВ по дорогам общего пользования
на трейлерах или тяжеловозах на пневмо-
ходу с целью уменьшения габарита откид-
ные балки могут быть уложены на цент-
ральную раму или откинуты в сторону. На
откидных балках имеются площадки с
овальными отверстиями для крепления к
ним вышки с помощью хомутов.
На кронштейнах задней балки имеются
специальные гнезда для установки бухты с
талевым канатом и барабана 3, с помощью
которого талевый канат сматывается с бара-
бана буровой лебедки перед транспортиро-
ванием вышки. Для вращения барабана для
сматывания каната к задней балке крепится
специальная площадка 1. Устройство для
транспортирования вышки собирается на
месторождении из отдельных комплектую-
щих изделий, поступивших с завода. Уста-
навливаются кронштейны, передний 5 и два
задних 8, на переднюю балку и заднюю. Цен-
тральную раму устанавливают на две тумбы
и собранные переднюю и заднюю балки кре-
пят к ней. На балки устанавливают откид-
ные кронштейны на пальцах. К задней балке
крепятся кронштейны, на которые устанав-
ливают ось 2 с барабаном и трубой. Собран-
ное таким образом устройство устанавлива-
ют на три тележки. Существуют устройства,
которые позволяют транспортировать вы-
шку с балконом верхового рабочего и без не-
го. Исходя из этого меняется и технология
установки вышки.
Продольная ось УТВ перед спуском вы-
шки должна ориентировочно совпадать с
осью вышки. Вышку опускают на монтаж-
ную стойку, при необходимости снимают
балкон верхового рабочего или же подтяги-
вают УТВ к местам опоры на него ног вышки,
согласно инструкции завода. С помощью ги-
дродомкратов тяжеловозов выводят шарни-
ры ног вышки из опорных гнезд основания.
После транспортирования гидродомкрата-
ми тяжеловозов ноги вышки вводят в гнезда,
т.е. проводится обратная операция. Устрой-
ство позволяет транспортировать вышку без
разоснастки талевой системы и с оставшим-
ся канатом на бухте. Устройство для транс-
портирования вышки спроектировано для
BMP, входящей в комплект буровой установ-
ки Уралмаш-3000 ЭУК. Для остальных вы-
шек предприятия своими силами изготовля-
ют аналогичные устройства. Отличительная
особенность этой конструкции - централь-
ная рама ферменного типа, и пневмоколеса
установлены стационарно. Усилие при
транспортировании передается на цент-
ральную ферму.
Рис.7.20. Устройство для транспортирования вышки
7.2.2. Транспортирование
в пределах кустовой площадки
Развитие способов
транспортирования
буровой установки
В первые годы разбуривания месторож-
дений Западной Сибири происходила груп-
пировка скважин в количестве от двух до пя-
ти. Вышечно-лебедочное основание имело
возможность перемещения в пределах куста
до 50 м. В начальный период развивались
следующие два вида перемещения: продоль-
ное - вдоль осевой вышечного блока, и пер-
пендикулярное осевое, так называемое попе-
речное.
Продольное перемещение вышечного
блока подразделялось на движение «на
мостки» и «от мостков». При перемещении
«от мостков» основным недостатком счи-
талась невозможность бурить более трех
скважин, так как для увеличения числа
скважин требовалась модернизация при-
емных мостков ввиду того, что под ними
должны находиться вышедшие из бурения
скважины. Поэтому этот метод не нашел
широкого применения. Продольный метод
«на мостки» получил свое развитие и суще-
ствовал долго. Для этого метода необходи-
мо было модернизировать заднюю тумбу,
т. е. сделать окно для пропуска фонтанной
арматуры, установленной на пробуренной
скважине. Первые годы перемещение про-
водили установкой тележек ТК-40 или Т-
40 под консоли, используя тяговую силу
тракторов. Нехватка тележек вынуждала
искать замену. В худшем варианте под
тумбы основания подводились трубы, ко-
торые использовались как полозья саней.
Все эти методы требовали большего чис-
ла тракторов, поэтому для уменьшения
их количества стали устанавливать в
конструкцию тумб катки, а затем вместо
катков железнодорожные тележки. Недо-
статок каткового и железнодорожного ва-
рианта: для их перемещения требуется
установка рельсов, которые в зимнее вре-
мя замораживаются буровым раствором,
и поэтому перед передвижкой затрачива-
ется много времени на очистку рельсов. В
результате этого удлинились сроки пере-
движения. Наряду с развитием продоль-
ного перемещения проводили работы по
совершенствованию поперечного метода
перемещения.
После создания специальной конст-
рукции приемных мостков для кустового
бурения затраты времени на перемещение
в поперечном варианте намного сократи-
лись (по сравнению с продольным). Поло-
жительной стороной поперечного переме-
щения считалось то, что пробуренная
скважина стала быстрее выходить из-под
основания. Вот два основных фактора, ко-
торые сыграли важную роль при переводе
большинства буровых установок на пере-
мещение в поперечном направлении. Для
поперечного варианта были разработаны
специальные тумбы на железнодорожном
ходу. Кроме этого была разработана поли-
спастная система для перемещения осно-
вания с помощью тяги тракторами или
аварийным приводом от основной лебедки.
Полиспастная система не внедрилась по-
всеместно, так как движение вышечного
блока осуществлялось по трем путепрово-
дам, а это приводит к неравномерному
приложению сил и как результат к сходу с
рельсов. Во многих районах основной тяго-
вой силой стал трактор (для перемещения
требовалось не менее трех).
С целью сокращения числа тяговых
тракторов при передвижках испытывалось
перемещение вышечного блока с помощью
пневмодвижителей-пневмомешков. Этот
метод был испытан и применен для попе-
речного и продольного перемещений. Пере-
мещение в пределах куста с помощью пнев-
мо-мешков быстро распространилось из-за
преимуществ по сравнению с существую-
щим железнодорожным вариантом. Пнев-
модвижитель устанавливается на трубы,
которые в зимнее время намного легче ос-
вободить ото льда, чем железнодорожное
полотно. Пневматика, в свою очередь, ре-
шила и вторую задачу - возможность пере-
мещения и центрирования вышечно-лебе-
дочного блока. Все эти вышеперечислен-
ные конструктивные изменения проводи-
лись силами вышкомонтажных предприя-
тий. С 1977 г. Уральский завод тяжелого ма-
шиностроения им. С. Орджоникидзе начал
выпускать кустовую буровую установку
«Уралмаш-3000 ЭУК», в которой вышечно-
лебедочный блок перемещается с помощью
гидроцилиндров, а сам блок - по крановым
рельсам. Центрирование основания на ус-
тановке проводится гидродомкратами. Та-
ким же образом перемещаются и современ-
ные БУ-3900/255 ЭК-БМ.
7.3. Подготовка оборудования
буровой установки к пуску
Вышечно-лебедочный блок:
- отцентрировать главный привод ле-
бедки и ротора при необходимости и закре-
пить к основанию, проверить положение вы-
шки относительно оси скважины, отклоне-
ние не более 50 мм;
- проверить работоспособность вспомо-
гательного привода;
- проверить воздушную систему и ввод
ее к исполнительным механизмам;
- произвести ревизию всех цепных пе-
редач и цепей в коробке перемены передач,
непригодные к дальнейшей эксплуатации
заменить;
- проверить и восстановить герметич-
ность защитных кожухов цепных передач;
- проверить маслосистему, установить
манометр на нагнетательной линии, отрегу-
лировать подачу масла на каждый узел;
- проверить все шинно-пневматичес-
кие муфты, при необходимости заменить;
- заменить изношенные тормозные ко-
лодки и отревизировать тормозную систему;
- проверить работоспособность пнев-
моцилиндра аварийного тормоза;
- отревизировать успокоитель талевого
каната и обеспечить плавность перемеще-
ния системы роликов по направляющим;
- проверить надежность крепления хо-
дового и неподвижного концов талевого ка-
ната, приспособления для крепления непо-
движного конца к основанию;
- проверить блокировку ротора (против
подъема), пуск основного двигателя (при на-
личии масла в системе), противозатаскива-
теля талевой системы;
- смонтировать ПКР-560 в сборе и под-
вести воздушную линию;
- проверить самовозврат ручек крана
из любого положения в вертикальное на
пульте управления ключом АКБ-ЗМА2, отре-
визировать краны;
- проверить работоспособность ротора,
его крепление;
- обеспечить элементы талевой систе-
мы защитными кожухами, все крепежные
детали закрепить и зашплинтовать;
- обеспечить надежную фиксацию сто-
ла ротора;
- проверить работоспособность при-
способления укладки труб на мостки;
- устранить утечку воздуха в пневмоси-
стеме и исполнительных механизмах;
- заполнить смазкой (прошприцевать)
все подшипники талевой системы, лебедки,
буровых насосов, при первичном и повтор-
ных пусках буровой установки и далее по
графику;
- закрепить вспомогательную лебедку к
основанию, отрегулировать колодочный
тормоз, фрикционную муфту, заменить при
необходимости диски;
- обеспечить надежную фиксацию в лю-
бом положении рукоятки переключения
большого и малого барабанов лебедки;
- отремонтировать защитные кожухи
всех исполнительных механизмов;
- смонтировать ключ АКБ-ЗМА2 и обвя-
зать с пультом;
- установить пульты превенторной ус-
тановки и обвязать их между собой;
- провести ревизию кранбалки и тель-
фера, заправить редуктор маслом;
- проверить надежность соединений
подкосов и стойки, работоспособность крана
8КП-2;
- произвести испытание кранов пово-
ротных и кранбалки;
- обновить все надписи на механизмах.
Насосный блок:
- произвести разборку гидравлической
части буровых насосов, визуально отбрако-
вать узлы и детали (при необходимости под-
готовить к замене);
- вскрыть механическую часть насоса;
- слить отработанное масло;
- проверить регулировку подшипников
вала эксцентрикового;
- произвести ревизию пальцев и накла-
док крейцкопфов, их направляющих. При не-
обходимости установить регулировочные
прокладки, отбракованные детали заменить;
- произвести сборку механической час-
ти насоса;
- смазать подшипники насоса, произве-
сти заправку масляных ванн свежим маслом;
- проверить пневмокомпенсаторы, не-
пригодные к эксплуатации, заменить и уста-
новить манометры, закачать воздух;
- восстановить (или провести новую)
воздушную линию к ДЗУ-250 и обвязать
шлангами с хомутами;
- восстановить (смонтировать) систему
охлаждения и смазки штоков совместно с
насосной установкой;
- произвести сборку гидравлической
части буровых насосов;
- проверить крейцкопфы насоса, при
необходимости негодные к эксплуатации де-
тали заменить;
- проверить натяжение приводных кли-
новых ремней, при необходимости произвес-
ти замену и натяжение;
- произвести центровку электродвига-
теля с приводом насоса;
- произвести ревизию спаренных
ШПМ-500 приводов насосов, отбракованные
ШПМ-500 и шкивы заменить, обеспечить
центровку двигателей и трансмиссионных
валов приводов насосов;
- восстановить пульт и воздушную сис-
тему управления насосами;
- установить вентили перед пультами
управления при подводе воздуха к ним;
- проверить надежность крепления КП-
500 и наличие ограничителей на конце стрелы;
- проверить ограждения насосов;
- прошприцевать подшипниковые узлы
приводов насосов;
- произвести ревизию ручных талей
КП-500;
- произвести пробный пуск насосов.
Компрессорный блок:
- вскрыть компрессоры, проверить со-
стояние подшипников коленчатого вала;
- произвести регулировку подшипников;
- проверить состояние клапанов ком-
прессоров, при необходимости заменить;
- заменить масло в компрессорах;
- проверить натяжение ремней, ис-
правность ограждений вентиляторов;
- смонтировать и произвести центров-
ку компрессоров с электродвигателями;
- заменить при необходимости резино-
вые вибропоглощающие подушки;
- восстановить воздушную систему, при
необходимости заменить обратный клапан;
- установить вентили на нагнетатель-
ной линии каждого компрессора, обеспечи-
вающие запуск компрессора без нагрузки
(при отсутствии автоматической разгрузки
линии);
- пропарить ВБ-1 для удаления из нее
спекшегося хлористого кальция, проверить
правильность ее обвязки с воздухосборниками;
- смонтировать или восстановить сис-
тему разгрузки компрессоров, отрегулиро-
вать клапан;
- произвести ревизию предохранитель-
ных клапанов, отрегулировать, опломбировать;
- при необходимости заменить маноме-
тры на воздухосборниках;
- заправить воздухоосушку хлористым
кальцием.
Блок очистки глинистого раствора:
- произвести ревизию шламовых насо-
сов, отбраковать и заменить быстроизнаши-
вающиеся детали;
- произвести сборку, обеспечив соос-
ность всасывающего патрубка насоса с
храпком трубопровода от емкости;
- произвести ревизию быстроизнаши-
вающихся деталей гидроциклона, отбрако-
вать и заменить негодные;
- произвести натяжение сеток при под-
готовке вибросита к работе, отремонтиро-
вать подвижную часть, проверить исправ-
ность вибровала, крепление;
- проверить, при необходимости заме-
нить, манометр на нагнетательной линии
шламовых насосов;
- установить электродвигатель, отцент-
рировать, установить ремень и защитный
кожух;
- проверить запорную арматуру на на-
гнетательной линии;
- произвести ревизию глиномешалки
(гидромешалки).
Основные технические требования к
трансмиссии:
Цепные передачи. Непараллельность
валов должна быть не более 1 мм на 1 м дли-
ны валов. Неплоскостность торцов звездочек
не более 1 мм на 1 м межцентрового расстоя-
ния. Стрела провисания цепей должна быть
в пределах 1 -2 % от межцентрового расстоя-
ния. Для выполнения этого требования необ-
ходимо иметь следующие инструменты:
струну, шнур, щуп, машинку для соедине-
ния цепей и штихмас.
Клиноременные передачи. Непарал-
лельность трансмиссионных валов, приво-
дов и механизмов должна быть не более 1 мм
на 1 м длины вала. Допустимое смещение
осей ручьев 1 мм на 1 м межцентрового рас-
стояния. Ремни должны иметь нормальное
натяжение, характеризующееся определен-
ной величиной прогиба п под воздействием
определенного усилия Q , приложенного на
ремень в середине передачи. Отклонение
длины ремней Е в комплекте привода долж-
но быть менее допустимой величины для
каждого размера ремня. Приспособления:
шнур, рейка, динамометр.
Кулачковая муфта. Допустимое ради-
альное и осевое биение 0,5 мм на радиусе
муфты R +10 мм. При включении кулачковой
муфты в любом направлении три кулачка
одной полумуфты должны плотно прилегать
к соответствующим кулачкам второй полу-
муфты. Зазор между остальными кулачками
должен быть не более 0,5 мм.
Ленточный тормоз. Зазор между ко-
лодками и тормозным шкивом (при новых
колодках) должен быть в пределах 1,2-2 мм.
Смещение лент от середины тормозного
шкива не должно превышать 2...4 мм.
7.4. Техническое обслуживание
буровых установок в процессе
бурения
В процессе бурения периодически про-
водят техническое обслуживание (ТО) узлов
и агрегатов БУ. Наиболее важной операцией
ТО является смазка. В агрегатах буровых ус-
тановок применяют густую, жидкую залив-
ную и жидкую циркуляционную под давле-
нием (принудительную) смазки. Все под-
шипники трансмиссий групповых приводов
буровых установок, подшипники приводных
станций буровых насосов всех буровых уста-
новок, валов лебёдок, шкивов кронблоков,
талевых блоков, крюкоблоков и автоматиче-
ских элеваторов, а также вертлюги, шарни-
ры карданных соединений и другие узлы
смазывают отдельно каждый при помощи
ручных шприцев.
Понизительные редукторы буровых ус-
тановок, редуктор лебёдки, роторы, кониче-
ские редукторы привода ротора и вертлюги
смазывают жидкой заливной смазкой, ис-
пользуемой для зубчатых зацеплений и под-
шипников.
Для смазки подшипников, цепных и
зубчатых передач в коробках скоростей при-
вода буровых установок, суммирующих цеп-
ных редукторов приводов буровых устано-
вок, цепных коробок скоростей лебёдок, цеп-
ных обводных передач лебёдок, буровых на-
сосов, ротора применяют жидкую циркуля-
ционную смазку под давлением.
Все дизельные, дизель-гидравлические
и дизель-электрические агрегаты имеют ин-
дивидуальную смазочную систему, смонти-
рованную автономно на каждом агрегате.
Рекомендации по смазке узлов и агре-
гатов буровых установок приведены в табл.
7.4. В таблице для примера приводится кар-
та смазки буровой установки БУ 3900/225
ЭК-БМ. На рис. 7.21 показана схема смазки
лебедки.
Для смазки зубчатых зацеплений и
подшипников коробки скоростей буровой
установки применяют циркуляционную
систему смазки. Масло из отстойника шес-
терёнчатым насосом нагнетается через
сетчатый фильтр в коллектор, откуда че-
рез вентили и указатели течения масла по
трубопроводам поступает к смазываемым
поверхностям. Давление масла в нагнета-
тельном трубопроводе и коллекторе кон-
тролируют манометры, перед которыми
установлены вентили. Для обеспечения
нормальной работы системы смазки на
маслопроводе выполнены обратные клапа-
ны, перепускной клапан и несколько вен-
тилей, обеспечивающих движение масла в
нужных направлениях. Все зубчатые за-
Рис.7.21. Расположение точек смазки буровой лебедки
Таблица 7.4
Рекомендации по смазке узлов и механизмов буровых установок БУ 3900/225 ЭК-БМ
Наименование сборочной единицы или механизма Номер пози- ций Коли- чество точек смазки Наименование смазочных материалов Способ нанесения смазки Периодичность проверки и замены смазочного материала Примеч. (норма расхода)
при температуре до-40°С при температуре до+50 ° С
1 2 3 4 5 6 7 8
Лебедка ЛБУ-750Э-СНГ(оис.7.21)
Подшипник вала подъемного 11:17 2 Литол 24 ГОСТ 21150-87 Прессовать шприцем через тавотницу 1 раз в три месяца 0.5кг
Подшипники коленвала тормоза 12;16 2 1 раз в три месяца 0,1 кг
Полувтулки обойм коленвала, ось балансира 14;24; 25 3 1 раз в две недели 0,01 кг
Шарнирные соеди- нения ленточного тормоза (балансир-гайка, рычаги- цилиндры) 1 раз в две недели 0,01 кг
Шток пневмоци- линдра ленточного тормоза 13 1 1 раз в две недели 0,05 кг
Шток иилиндоа механизма гружин- ного ленточного тормоза 15;19 2 1 раз в две недели 0,05 кг
Муфта зубчатая основного привода РПДЭ 1;2 2 1 раз в шесть месяцев 3,5 кг
Подшипники вертлюжков 5:18 1 раз в месяц 0,05 кг
Подшипники стабилизатора 1 раз в месяц 0,05 кг
Направляющие стабилизатора Литол 24 ГОСТ 21150-87 1 раз в две недели 0,01кг
Шток пневмоци- линдра механизма переключения коробки передач ручная помазком 1 раз в две недели 0,02 кг
Подшипники скольжения механизма переключения 1 раз в месяц 0,1 кг
Редуктор червячный i=49 (привода командоаппарата) 26 Замена один раз в шесть месяцев 1.0 кг
Опорные подшипники валов цепного редуктора 3;4;6;7 Один раз в неделю 0,1 кг
Маслобак Масло индустриальное И-50А ГОСТ 20799-75 Заливкой Замена масла через 6 месяцев работы. Контроль осуществляется маслоук азателем. 350 л
Редуктор цепной 20;23 120л
Редуктор РПДЭ (Ц2У-400К-12.5- 22-УЗ) 21 Масло индустриальное И-50А ГОСТ 20799-75 Заливкой Замена масла через 1000 часов работы. Доза- правка по мере необходимости. Контроль осуществляется маслоуказателем или контрольной пробки. Масло залить до уровня контрольной пробки или до контрольной риски масло указателя
Цепи привода командоаппарата, тахогенератора и датчика оборотов лебедки 9; 10 Литол 24 ГОСТ 21150-87 Кистью (помазком) 1 раз в неделю 0,05 кг
Электрогидрав- лический толкатель колодочного тормоза РПДЭ Масло трансформаторное ГОСТ 982-80 Налить до уровня нижней части наливного канала Полностью сменить через 2 месяца работы , затем менять 1 раз в 6 месяцев 3,5
Лебедка вспомогательная ЛВ-50
Зубчатая муфта подъемного вала 5 Литол 24 ГОСТ 21150-87 Шприцем через масленки Проверка 1 раз в месяц. Замена 1 раз в 6 месяцев 0,1 кг, гри замене 1,2кг
Продолжение таблицы 7.4
1 2 3 4 5 6 7 8
Подшипники подъемного вала 1,6 0,05кг при замене 0,35кг
Ролик прижимной 2,7 Литол 24 ГОСТ 21150-87 Шприцем через масленки Проверка 1 раз в месяц, замена 1 раз в 6 месяцев 0,1 кг, при замене 0,4 кг
Шарниры тормоза колодочного 3 Ручная помазком 1 раз в неделю, замена - 1раз в 6 месяцев 0,05 кг, при замене 0,18 кг
Редуктор 1ЦЗУ- 250-40-11 4 Масло трансмиссион ное Тсп-10 ГОСТ 23652-79 Масло трансмиссион ноеТап-15 ГОСТ 23652-79 Заливкой 1раз в неделю, замена черезЮОО часов работы 18,5 л
Ротор Р700
Севанитовое уплотнение 3 Литол 24 ГОСТ 21150-87 Шприцем через тавотницу 1 раз в месяц 0.03 кг
Зубчатое зацеп- ление (основная и вспомогательная опора) 1 3 Масло индустриальное И-50А ГОСТ 20799-75 Из масляной ванны окунанием или разбрызги- ванием Доливка по мере необходимости через 500 часов*) 35 л
Подшипники приводного вала 2 2 Замена через 250 часов работы*) 20 л
*) первая полная замена масла нового ротора соответственно 250 ч и 125 ч роторного бурения
Механизм крепления каната
Роликоподшип- ники барабана и консоли Литол 24 ГОСТ 21150-87 Ручным шприцем через винтовые масленки Перед бурением каждой скважины 0,2 кг
Привод насосов
Подшипники трансмиссионных валов приводов насосов 7 Литол 24 ГОСТ 21150-87 Заменитель: УНИОЛ-1 ТУ 38 УССР 201150-78 Ручным шприцем через тавотницы 1 раз в месяц. При замене 1 раз в год 1,0 кг (на один подшипник) 0.2кг
Привод ротора (карданный вал)
Шлицевое соединение 5 ЖРОТУ 32ЦТ.520-83, заменитель Литол 24 ГОСТ 21150-87 Прессовать шприцем через тавотницы Заправка 1 раз в месяц, замена 1 раз год 1.2кг (на один вал) 0,2 кг
Подшипники 4 Смазка 158 ТУ 38.101.320-77 Заменитель ЖРО ТУ 32ЦТ.520-83 Прессовать шприцем через тавотницы до выдав- ливания через подшипник Заправка 1 раз в месяц,замена 1 раз год 1.5 кг (на один вал) 0,1 кг
Пневмораскрепитель
Внутренняя полость пневмоцилиндра 1 1 Масло индустриальное И 20 ГОСТ 20799-75; для длительного хранения - с присадкой АКОР-1 ГОСТ 15171-78 Заливкой при мон- таже, при эксплуата- ции струей сжатого воздуха
Ось поворотного блока 2 2 Литол 24 ГОСТ 21150-87 шприцем По мере необходимости, но не реже 1 раза в 6 месяцев
Подшипники поворотного блока 3 1
Вертлюг УВ-250МА
Уплотнение масляной ванны 2 2 Литол 24 ГОСТ 21150-8 Ручным насосом через масленки 1 раз в смену По 0,1 кг
По 0,02 кг
Оси штропа 3 2
Роликоподшипник и в общей масляной ванне 1 1 Масло транс- миссионное автомобильное с присадкой ТАП-15В ГОСТ 23652-79 ТСп -10 ГОСТ 23652-79 Заливка до краев отверстия в крышке Замена через первые 50 часов, затем через 500 часов работы. Пополняется по мере надобности 60 л
Кронблок УКБ-6-300
Подшипники основных шкивов полиспаста Литол 24 ГОСТ 21150-87 Шприцем через масленки на торцах осей Через 250 часов непрерывной работы 0.2 кг на подшипник
Подшипники вспомогательных шкивов 0,05 кг на подшипник
Продолжение таблицы 7.4
1 2 3 4 I 5 6 7 8
Крюкоблок
Подшипники шкивов 1,2 5 Литол 24 ГОСТ 21150-87 Шприцем через индивиду- альные масленки Через 250 ч работы 0,1 кг на подшипник.
Подшипник крюка 3 1 Через 400 ч работы 0.3 кг на подшипник
Соединение литого крюка со стволом 4 1 Шприцем Через 250 ч работы до появления смазки в зазорах
Соединение защелки с крюком 5 1
Полости защелок 6,7 2 Ручная После каждой пробуренной скважины
К эан консольно-поворотный г/п 0,2 т и 1,0 т
Подшипники оси вращения консоли 1 2 Литол 24 ГОСТ 21150 -87 Шприцем через масленку 1 раз в 6 месяцев 0,5 кг Добавлять! раз в месяц
Кран консольный поворотный 3,2 - 8 - ЗК - У1
Подшипники оси вращения консоли 1 1 Литол 24 ГОСТ 21150-87 Шприцем через масленку Замена 1 раз в 6 месяцев 0,5 кг, добавлять! раз в месяц
Подшипники механизма поворота 2 2 0,5 кг
Открытая коническая пара 3 1 Смазывать через крышку кожуха 1 раз в год 0,2 кг
Открытая цилиндрическая пара 4 1 Литол 24 ГОСТ 21150-87 Смазывать через смотровое окно 0,5 кг
Подшипники роликов упорных 5 3 Заполнить при разборке Замена 1 раз в 6 месяцев, добавлять! раз в месяц 0,05 кг
Муфта фрикцион- ная механизма поворота 6 1 1 раз в год 0,05 кг
Подшипники бло-ков механизма пере- движения тали 7 4 Замена 1 раз в 6 месяцев, добавлять! раз в месяц 0,4 кг
Оси кареток для под вески кабеля 8 12 0,05 кг
Редукторы : механизма пово- рота, механизма передвижения тали 9 Согласно паспорта изделия Периодичность смазки согласно указаниям эксплуатационной документации Ц2-250- 3,0 л. 1Ц2У- 100-0,7 л
Двигатели 10
Тормоза 11
Тали 12
Насос буровой УНБТ
Гидравлический блок, резьба винта Трап 220x20, резь- ба штока поршня, посадочные по- верхности втулки, крышка направ- ляющей входного клапана, поршня, упорного стакана и др.деталей Литол 24 ГОСТ 21150-87 Заменитель: смазка графитная УССа ГОСТ 3333-80 Ручной На 200 ч работы насоса 3.0 кг
Клапан предохранительный Литол 24 ГОСТ 21150-87 Заменитель: смазка графитная УССа ГОСТ 3333-80 Ручной На 1000 ч эксплуатации 0,2 кг
Съемник втулок Шприце- ванием На 2000 ч 0.2 кг
Редуктор (подшипники трансмиссионного вала, подшипники головок шатунов, штоки ползунов, направляющие ползунов,зубчатая пара, ползуны) И -50 ГОСТ 20799-75 или заменитель: ТП-46 ГОСТ9972-74 ТСП-15кГОСТ 23652-79 или заменитель: ТАП-15В ГОСТ23652-79 Принуди- тельный и самотечный одновре- менно Первая замена СМ через 500 ч работы насоса, замена СМ через 2000 ч работы насоса 750 л;200 л - на восполне- ние потерь
Окончание таблицы 7.4
1 2 3 4 | 5 6 7 8
Гидросъемник седел, насос плунжерный И-30 А ГОСТ 20799-75 Заменитель: И- 50 А ГОСТ 20799-75 Ручная заливка На 1000 часов эксплуатации 1,0 кг
Устройство для эвакуации верхового рабочего
Подшипники барабана, подшипники гидротормоза, подшипники направляющих роликов каретки, шарнирные соединения Литол 24 ГОСТ 21150-87 В соответ- ствии с техническим описанием Не реже 1 раза в 3 месяца
Механизм открывания ворот
Оси (крепления пневмоцилиндра) Литол 24 ГОСТ 21150-87 Через пресс- масленку По мере необходимости
Подшипник (оси поворота) ручной
Механизм подачи бурильных труб( модуль при эмного моста)
Подшипники опор валов 1 12 Литол 24 ГОСТ 21150-87 Ручным шприцем 1 раз в 6 месяцев По 0,03 кг
Оси крепления пневмоцилиндров 2 ,4 4 I Томазком По 0,02 кг
Внутренние полости пневмоцилиндров 3 2 Веретенное АУ ГОСТ 1642 -75 МС -20 ГОСТ 21743-76 г В аспылен- ом виде в струе сжатого воздуха Непрерывно во время работы Доливка до уровня при необхо- димости
Внутренние полости пневмодросселей, распределителей в блоке аппаратуры 5
Механизм перемещения и выравнив ания
Оси тележек балансирных 1 4 Литол 24 ГОСТ 21150-87 Лприцем через тавотницы 1 раз в 6 месяцев
Подшипники тележек балансирных 2 16
Подшипники ходовых роликов 1 64
Винтовая опора 16 Отработанное моторное масло Заполне- нием через отверстие в гильзе По необходимости
Блок ограничителя подъема талевого блока
Подшипник оси блока Литол 24 ГОСТ 21150-87 Ручной 0,03 кг
Ролик обводной (модуль ротора с приводом)
Поверхность"А" Литол 24 ГОСТ 21150-87 Вручную По необходимости
Блок монтажный (на козлах кронблока)
Подшипники блока Литол 24 ГОСТ 21150-87 Через масленку По необходимости 0,15 кг
Блок подвесной (подвеска машинных ключей)
Подшипник оси блока Литол 24 ГОСТ 21150-87 Через гавотницу По необходимости
цепления, расположенные внутри короб-
ки, смазывают через брызгала. Подшип-
ники смазывают принудительно по специ-
ально проведённым трубопроводам. При-
меняющиеся масляные станции обеспечи-
вают надёжную смазку цепных передач и
подшипников. Привод шестерёнчатых на-
сосов осуществляется от электродвигате-
лей, управление которыми сосредоточено
на пульте бурильщика. Цепные передачи и
подшипники суммирующих цепных редук-
торов групповых дизель-гидравлических
приводов и цепных редукторов привода ле-
бёдок буровых установок, а также цепные
редукторы, передающие мощность короб-
ке скоростей лебёдки буровых установок с
электрическим приводом (переменный
ток), смазывают жидкой циркуляционной
смазкой от шестерёнчатых насосов, смон-
тированных в корпусах этих редукторов и
имеющих цепной привод от валов цепного
редуктора.
Остальные узлы и механизмы, в том
числе покупные изделия, не перечисленные
в таблице, подвергаются смазке согласно
технической документации завода - изгото-
вителя покупного изделия.
7.5. Зарезка боковых
стволов
Ремонт нефтяных скважин методом за-
резки бокового ствола известен давно. Так,
во время Великой Отечественной войны в
Бакинском нефтяном регионе этим методом
было восстановлено несколько сотен сква-
жин. В послевоенные годы он широко при-
менялся в Татарии и Башкирии, но только в
наше время с созданием мобильных буро-
вых установок грузоподъемностью 100-125
т, малогабаритных телесистем и забойных
двигателей этот метод получил право на
жизнь наравне с традиционным бурением.
Сейчас он применяется для решения следу-
ющих задач.
1. Восстановление аварийных сква-
жин, для которых применение обычных при-
емов капитального ремонта не дало положи-
тельных результатов.
2. Вовлечение в разработку новых за-
пасов углеводородного сырья.
3. Доразведка нефтегазовых месторож-
дений.
4. Увеличение дебитов действующих
скважин.
В конечном итоге этот метод должен
применяться для повышения экономичес-
кой эффективности разработки месторожде-
ния в целом.
Около 20 % скважин, находящихся в
капитальном ремонте, невозможно восста-
новить традиционными методами. Обычно
это бывает при попадании в зону перфора-
ции посторонних предметов и невозможно-
сти их извлечения, цементировании в зоне
перфорации насосно-компрессорных труб
из-за ошибок при проведении ремонтно-
изоляционных работ, перетоков воды в
продуктивный пласт и невозможности их
ликвидации.
Необходимость применения метода за-
резки бокового ствола определяется вла-
дельцем месторождения по результатам ра-
боты бригад капитального ремонта сква-
жин. Обычно это бывает после двух-трех по-
пыток восстановления скважины обычными
методами.
После 15-20 лет эксплуатации скважи-
на вырабатывает запасы в зоне своего пита-
ния, создается «воронка депрессии», к зоне
перфорации скважины подтягивается вода,
продукция обводняется (иногда до 98 %]. Из-
за подобных отрицательных эффектов про-
цент извлечения нефти из продуктивного
пласта колеблется от 25 до 30 %. В этом слу-
чае необходимо или перейти на вышележа-
щий горизонт, или пробурить боковой ствол
в район, неохваченный разработкой. Кроме
того, из-за многочисленных нарушений пра-
вил эксплуатации недр или недостаточных
знаний геологического строения нефтяной
залежи остаются «целики» нефти, окружен-
ные водой, которые невозможно извлечь
традиционными методами, но можно до-
быть из бокового ствола.
Для уточнения остаточных запасов уг-
леводородов также возможно применение
метода зарезки бокового ствола. На началь-
ной стадии разработки месторождения, ког-
да имеется ограниченное количество сква-
жин , трудно оценить истинные запасы угле-
водородов. Для этого необходимо бурить до-
полнительные поисковые скважины, что до-
рого и требует много времени. Для оценки
остаточной нефтенасыщенности давно раз-
рабатываемых залежей углеводородов необ-
ходимо бурить оценочные скважины. Эти
задачи можно успешно решать методом за-
резки боковых стволов .
В геологическом разрезе некоторых
месторождений существуют низкопрони-
цаемые заглинизированные пласты, экс-
плуатация которых требует новых техниче-
ских решений в процессе их первичного и
вторичного вскрытия, например бурения
горизонтальных стволов. В настоящее вре-
мя появились буровые растворы нового по-
коления, цементные смеси повышенной
прочности, более мощные перфораторы,
поэтому, построив боковой ствол на мало-
дебитной по техническим или геологичес-
ким причинам скважине, можно кратно
увеличить ее дебит.
Часто метод зарезки бокового ствола
позволяет решить сразу несколько вышепе-
речисленных задач.
Что же такое боковой ствол? Это допол-
нительный ствол скважины, пробуренный
из основного долотом меньшего диаметра с
целью решения одной или нескольких из вы-
шеперечисленных задач.
Боковые стволы, как и обычные сква-
жины, могут быть наклонно направленны-
ми , пологими и горизонтальными, перекры-
тыми обсадными трубами и с «открытым» за-
боем, с зацементированной в пласте колон-
ной и с нецементируемым фильтром, спу-
щенным в зону продуктивного пласта. Тип
профиля и способ заканчивания зависят от
поставленных задач и конкретных горно-ге-
ологических условий.
Метод зарезки бокового ствола делится
на следующие этапы:
1. Подбор скважин для зарезки, поста-
новка задачи.
2. Разработка группового или индиви-
дуального рабочего проекта.
3. Подготовка рабочей площадки на ку-
сте скважин.
4. Монтаж и расстановка бурового обо-
рудования.
5. Подготовительные работы на сква-
жине (глушение, подъем подземного обору-
дования, геофизические работы, шаблони-
ровка, скреперование, установка ликвида-
ционного цементного моста, опрессовка
скважины).
6. Вырезка «окна» в обсадной колонне.
7. Выход из «окна» в открытый ствол.
8. Бурение бокового ствола.
9. Крепление бокового ствола.
10. Освоение бокового ствола.
Рассмотрим подробнее каждый из этих
этапов.
Подбор скважин для зарезки, поста-
новка задачи
На этом этапе подбираются скважины,
по техническим или геологическим причи-
нам нуждающиеся в капитальном ремонте
или перебуривании.
Технические причины очевидны: ава-
рия с подземным оборудованием и невоз-
можность ее ликвидации, большая обвод-
ненность продукции, негерметичность об-
садной колонны, некачественное цементное
кольцо и как следствие переток флюида из
водонасыщенного пласта.
После определения таких скважин на-
ступает период анализа геологической ин-
формации. При этом большую роль играет
программное обеспечение, позволяющее
смоделировать продуктивный пласт и про-
цессы движения в нем пластового флюида, а
конкретнее - положение водонефтяного кон-
такта.
В случае ошибки в оценке геологичес-
кой информации даже удачно пробуренный
ствол может дать ту же сильно обводненную
продукцию, что и основная скважина.
Разработка группового или индиви-
дуального проекта
Боковой ствол, как и основная скважи-
на, является сложным инженерным соору-
жением. Строительство его связано с рабо-
тами, являющимися опасными как с точки
зрения угрозы жизни и здоровью персонала,
так и с точки зрения угрозы безопасности
окружающей среды. По этим причинам он
является предметом пристального контроля
Госгортехнадзора и Комитета по охране ок-
ружающей среды.
Как и для любого инженерного соору-
жения, для строительства бокового ствола
необходима проектно-сметная документа-
ция. Эта документация объединяется в груп-
повой или индивидуальный проект и прохо-
дит экспертизы в районных отделах Госгор-
технадзора РФ и Комитета по охране окру-
жающей среды.
Индивидуальный рабочий проект раз-
рабатывается для одного конкретного боко-
вого ствола, групповой - для нескольких оди-
наковых боковых стволов, строящихся на од-
ном месторождении на одну группу пластов.
Рабочий проект состоит из четырех ос-
новных разделов.
1. Техническое задание.
2. Общая пояснительная записка.
3. Охрана окружающей среды.
4. Смета на строительство.
Общая пояснительная записка включа-
ет в себя: общие сведения о районе и площад-
ке для строительства, основание для проек-
тирования, геологическую характеристику,
сведения о конструкции и профиле бокового
ствола, буровом растворе, об углублении,
креплении, освоении бокового ствола, дефек-
тоскопии и опрессовке оборудования, строи-
тельно-монтажных работах, механизации и
автоматизации технологических процессов,
организации строительства.
За достоверность и качество техничес-
кого задания отвечает Заказчик. За качество
составления проекта несет ответственность
проектная организация, которая должна
иметь лицензию на данный вид деятельнос-
ти, выданную Госгортехнадзором РФ. Любые
отклонения от проекта должны быть согласо-
ваны Заказчиком и Проектировщиком.
Технология строительства бокового
ствола
Строительство бокового ствола начи-
нается с подготовки рабочей площадки для
расстановки мобильной буровой установки
(МБУ). Размер площадки зависит от ком-
плекта бурового оборудования и колеблется
в пределах от 1500 до 2000 м2. Площадку
подсыпают песком, выравнивают. Если
предстоят работы по бурению глубокого (бо-
лее 2600 м) или горизонтального бокового
ствола, то площадку под подъемник жела-
тельно выложить бетонными плитами или
деревянными матами. Соседние скважины
останавливаются и накрываются специаль-
ными защитными экранами. Если работам
мешают станки-качалки или кабельная эс-
такада, то их демонтируют.
После подготовки площадки произво-
дят монтаж МБУ. В комплект оборудования
входят: роторная площадка, приемный мост,
стеллажи для хранения труб, насосная, блок
очистки и блок хранения бурового раствора,
водокомпрессорный блок, емкость долива,
комплект противовыбросового оборудова-
ния. Примерное расположение МБУ и основ-
ных коммуникаций приведено на рис. 7.22 и
7.23. Конкретная расстановка зависит от
расположения на территории кустовой пло-
щадки оборудования по добыче нефти, ЛЭП
и других коммуникаций.
Основные требования, предъявляемые
к комплекту бурового оборудования: грузо-
подъемность подъемника не менее 100 т, вы-
сота мачты 34 м; насос производительнос-
тью не менее 18 л/с при давлении 10,0-12,0
МПа; система очистки не менее 3-х ступе-
ней, позволяющая удалять частицы выбу-
ренной породы диаметром до 20 мкм; блок
хранения бурового раствора емкостью не ме-
нее 40 м3, дегазатор; комплект противовыб-
росового оборудования, позволяющий гер-
метизировать устье скважины как на любом
из элементов бурильной и обсадной колонн,
так и при отсутствии в скважине этих эле-
ментов.
Силовой привод для подъемника и на-
сосов может быть как электрический, так и
дизельный или смешанный.
После расстановки и монтажа бурового
оборудования приступают к подготовитель-
ным работам на скважине.
Подготовительные работы включают в
себя глушение скважины солевым раство-
ром необходимой плотности, подъем под-
земного оборудования, установку в зоне пер-
форации ликвидационного цементного мос-
Рис.7.22. Схема расположения комплекта оборудования 100-тонного подъемника при бурении боковых
стволов из «окон» обсадных колонн:
1 - приемный мост; 2 - стеллажи для труб; 3 - рабочая площадка; 4 - мобильный подъемник; 5 - желоб
сливной; 6,7 - ранее пробуренные скважины; 8 - оттяжки ветровые; 9 - выкидные линии ПВО; 10 - блок
дросселирования ПВО; 11 - пост фиксации плашек ППГ; 12 - пульт гидроуправления ПВО; 13 - блок очистки и
дегазации; 14 - бункер-шламоприемник; 15 - блок емкостной; 16 - насосный блок; 17 -дизель-энергоблок',
18 - водокомпрессорный блок; 19 - площадка ГСМ
та. Далее происходит опрессовка эксплуата-
ционной колонны, ее скреперование и шаб-
лонировка с целью проверки прохождения
вырезающих устройств и компоновок для бу-
рения. В случае, если скважина негерметич-
на или имеет место смятие колонны, луч-
шим вариантом является переход на другую
скважину. Если все вышеуказанные работы
проведены успешно, необходимо уточнить
пространственное расположение ствола
скважины и качество цементной крепи за
эксплуатационной колонной. Для этого про-
изводят запись гироскопического инклино-
метра и цементометрию.
В связи с тем, что большинство боковых
стволов строится на старых нефтяных место-
рождениях из скважин, которые отработали
более 10 лет, далеко не всегда бывает успеш-
ным проведение подготовительных работ. В
случае невозможности строительства боково-
го ствола придется демонтировать и перево-
зить весь комплект бурового оборудования.
Чтобы избежать этого, подготовительные ра-
боты лучше всего вести опережающими тем-
пами специальной бригадой с подъемника А-
50 или другого аналогичного. В этом случае
переезд основной бригады делается наверня-
ка по данным, полученным в процессе подго-
товительных работ бригадой освоения.
Рис.7.23. Схема расположения основных коммуникаций и элементов системы очистки в комплекте
оборудования 100-тонного подъемника:
1 - вибросито ВС-1 (или аналогичное); 2 - ИГ-45 М; 3 - ДВС-2; 4 - 6Ш8-2; 5 - емкостной блок; 6 - водо-
компрессорный блок; 7 - шламосборники; 8 - гидроэжектор; 9 - насосный блок
Вырезание «окна» в обсадной колонне
Следующим этапом работ по строи-
тельству бокового ствола является вы-
резание «окна» в обсадной колонне. Выре-
зать окно можно с помощью универсального
вырезающего устройства или с помощью
специального клина «Уипсток».
В первом случае специальными резца-
ми снимают целую секцию обсадной колон-
ны длиной от 6 до 12 метров, во втором слу-
чае вырезается сегмент длиной 6-8 метров.
Рассмотрим оба этих способа.
Вырезание «окна» в обсадной, колонне
при помощи универсального вырезающего
устройства (УВУ).
Этот метод был опробован и широко
применяется при восстановлении скважин в
Западной Сибири. Устройство УВУ пред-
ставляет собой единую цельную конструк-
цию, в которую, в зависимости от диаметра
вырезаемой части обсадной колонны, встав-
ляются сменные детали - резцы, ограничи-
тели и направляющие.
После проведения подготовительных
работ приступают к вырезанию «окна» в сле-
дующей последовательности'.
1. Установить взрывпакер в районе
муфты обсадной трубы на 30-40 м ниже ин-
тервала вырезки.
2. Провести ревизию на поверхности
УВУ.
3. Спустить УВУ на бурильном инстру-
менте с прочностью стали не ниже «К» до
встречи со взрывпакером. Вести точный за-
мер длины.
4. Поднять УВУ на три трубы (по дан-
ным МЛМ) от взрыв пакера так, чтобы нача-
ло вырезки приходилось на 5-10 см ниже
муфты обсадной трубы.
5. Начать вращение инструмента со
скоростью 60-80 оборотов в минуту.
6. Включить буровой насос, постепенно
увеличивая циркуляцию до 8-12 л/с.
7. Прорезать кольцо в эксплуатацион-
ной колонне.
8. С нагрузкой 1-2 т вырезать 3-5 мет-
ров обсадной трубы.
9. Выключить циркуляцию, произвести
контрольный подъем вырезающего устройства.
10. На поверхности произвести осмотр
и, при необходимости, ревизию вырезающе-
го устройства.
11. Спустить УВУ в интервал вырезки,
закончить работы.
12. После подъема УВУ произвести кон-
трольную запись МЛМ, с целью подтвержде-
ния интервала вырезки и длины «окна».
13. Установить технологический це-
ментный мост в интервале взрывпакер -
верхняя граница окна.
14. Оставить скважину на ожидание
затвердевания цемента (ОЗЦ).
15. Опрессовать скважину.
Вырезание «окна» в обсадной колонне
при помощи клина-отклонителя КОП- 115С.
Вырезка «окна» в колонне при помощи
клина-отклонителя является более простой и
быстрой по сравнению с вырезающим уст-
ройством. Особенностью конструкции КОП-
115 С является то, что при установке на забой
клин «ломается», обеспечивая надежный под-
жим верхней и нижней частей желоба к про-
тивоположным стенкам обсадной колонны.
Клин-отклонитель КОП-115 С состоит
из двух частей: желоба длиной 2300 мм и
расклинивающего узла длиной 1900 мм.
Сборка этих частей производится на буро-
вой путем свинчивания и совмещения рисок
с последующей обваркой по окружности для
придания необходимой жесткости. КОП-115
С имеет угол наклона отклоняющей плоско-
сти 2°30'. К верхней части клина крепится с
помощью болта стартовый фрез, который, в
свою очередь, крепится к бурильному инст-
рументу с помощью резьбы 3-76.
После проведения подготовительных
работ приступают к вырезанию «окна» в сле-
дующей последовательности:
1. Установить взрывпакер в середине
обсадной трубы.
2. Спустить клин вместе со стартовым
фрезом до взрывпакера.
3. При нагрузке инструмента 2-3 т сре-
зать шпильки, удерживающие сухарь, затем
при дальнейшем движении клина вниз про-
исходит выдвижение сухаря в сторону и вне-
дрение его в стенки обсадной колонны для
удержания клина-отклонителя от проворота.
4. Разгрузив инструмент на 7-10 т (в за-
висимости применяемой шпильки), отсоеди-
нить стартовый фрез от верхней части клина.
5. Вращением инструмента со скоро-
стью 60-80 об/мин при осевой нагрузке 3-5 т
и производительности насоса 10-12 л/с про-
извести прорезание колонны стартовым
фрезом.
6. Поднять стартовый фрез на поверх-
ность.
7. Спустить в скважину торцовый фрез
с конусным фрезрайбером.
8. При осевой нагрузке 5-6 т, подаче на-
соса 10-12 л/с и 60-80 об/мин ротора выре-
зать «окно» в обсадной колонне, углубившись
на 3-5 м.
9. Поднять компоновку на поверхность.
10. Спустить в скважину металло-шла-
моуловитель.
11. Обратной промывкой с производи-
тельностью 12-15 л/с очистить забой от ме-
таллических остатков.
12. Перевести скважину на буровой
раствор.
Бурение бокового ствола
После выхода из «окна» эксплуатацион-
ной колонны на 25-30 метров отклоняющую
компоновку извлекают из скважины и про-
изводят очистку забоя от кусочков металла с
помощью металло-шламоуловителя или маг-
нитного фреза. Ствол скважины переводят с
солевого раствора на буровой раствор необ-
ходимых параметров.
Дальнейшее углубление скважины
производят или отклоняющей, или стаби-
лизирующей компоновками, в зависимос-
ти от заданных параметров траектории
скважины.
Для работ по бурению бокового ствола
используют винтовые забойные двигатели
Д-105, ДГ-105, Д-106, Д-127 и их модифика-
ции, маслонаполненные долота диаметром
124 мм - СЗЦАУ R-204; а также долота диа-
метром 144 мм - СЗЦАУ R-203 или аналогич-
ные импортного производства. Для контро-
ля параметров кривизны используют ка-
бельную телесистему СТТ-108 или аналогич-
ную импортную.
Особенностью бурения бокового ствола
является низкая (по сравнению с обычным
бурением) механическая скорость (2-5 м/ч) и
небольшие проходки на долото (50-80 м), по-
этому средняя рейсовая скорость колеблется
от 15 до 25 м/сут, что необходимо помнить
при составлении сметных расчетов и графи-
ков бурения. Однако даже при такой низкой
рейсовой скорости строительство бокового
ствола идет быстро, так как его длина со-
ставляет обычно 200-800 м.
Типы буровых растворов применяются
такие же, как и в обычном бурении: поли-
мер-глинистые, полимер-солевые, а для го-
ризонтальных боковых стволов - биополи-
мерные.
В качестве бурильного инструмента
можно использовать СБТ-89х8 марки «Е» для
работ из эксплуатационных колонн диамет-
ром 168 мм и СБТ-89х8 марки «Е» с замком
диаметром 105 мм для работ из эксплуата-
ционных колонн диаметром 146 мм.
После бурения до проектной глубины
производят геофизические работы с целью
определения точного местонахождения про-
дуктивного пласта и приступают к очередно-
му этапу работ.
Крепление бокового ствола
Диаметр обсадных труб, используемых
для спуска и цементирования хвостовика,
зависит от диаметра первоначальной обсад-
ной колонны. В случае, если это эксплуата-
ционная колонна диаметром 168 мм, то луч-
ше всего спускать 114 мм хвостовик, если же
это колонна диаметром 146 мм, то нужно
спускать хвостовик диаметром 102 мм с
уменьшенной муфтой диаметром 110 мм.
Длина хвостовика зависит от длины бо-
кового ствола, но есть правило: для обеспе-
чения герметичности межколонного прост-
ранства необходимо перекрывать хвостови-
ком эксплуатационную колонну не менее
чем на 100 м.
Оснастка хвостовика включает в себя
башмак, обратный клапан, центрирующие
фонари и разъединяющий узел. Хвостовик
может крепиться как с опорой на забой (в
этом случае в качестве разъединителя мож-
но использовать обычный право-левый пе-
реводник), так и с подвеской в эксплуатаци-
онной колонне (в данном случае используют
специальные клиновые комплекты). Для
примера на рис. 7.28 изображен такой ком-
плект. Рассмотрим принцип его работы. По-
сле сборки хвостовика, согласно утвержден-
ной схеме по плану работ, и спуска его в сква-
жину приступают к сборке и спуску устано-
вочного инструмента. Необходимо надеть
элеватор на толстостенную переходную тру-
бу установочного инструмента, затащить
инструмент на козырек установки. Затем
пропустить через установочный инструмент
шаблон диаметром 50 мм и длиной 200 мм,
поднять установочный инструмент над ро-
тором и установить на полированный шток
через переходную муфту очистительную
(большую) пробку от комплекта ТГС хвосто-
вика. Удалить пакеры предохранительные и
бандажные ленты с плашек клиновой подве-
ски и резиновых элементов.
Запрещается посадка клиньев на адап-
тер, воронку адаптера и клиновую подвеску.
Произвести наворот установочного инстру-
мента на хвостовик с соблюдением мер пре-
досторожности, пропустить установочный
инструмент через превентор и приступить к
спуску собранного оборудования в скважи-
12
13
19
Резьба 3-86 под
инструмент
10
11
14
15
16
5
6
8
9
Рис.7.24. Комплект установочного инструмента и технологической оснастки хвостовика в сборе:
1 - центратор - фильтр («корзина»); 2 - толстостенная переходная труба из комплекта установочного инструмента;
3 - посадочная головка с выдвижными торцевыми упорами; 4 - направляющая воронка (1350 мм); 5 - левый
переводник с механизмом фиксации резьбы; 6 - специальная левая резьба; 7 - резиновые кольца сальникового
узла; 8 - герметизирующий сальниковый узел; 9 - полированный шток; 10 - переходная муфта; 11 - очистительная
пробка с патрубком; 12 - установочный адаптер; 13 - пакер; 14 - подвеска клиновая; 15 - колонна труб 0 102 мм
(хвостовик); 16 - «стоп» - кольцо (пробкоудержатель); 17 - обратный клапан; 18 - башмак; 19 - перфорированный
хвостовик; 20 - одиночная труба; 21 - глухая пробка; 22 - заливочный патрубок
ну на бурильных трубах. При спуске хвосто-
вика заполнить бурильные трубы раство-
ром через 3-5 свечей. Запрещается вращать
бурильные трубы вправо или влево. При до-
стижении башмаком хвостовика "окна" в об-
садной колонне необходимо произвести
промежуточную промывку (Р=4,0-5,0 МПа),
а после спуска хвостовика на забой скважи-
ны - круговую промывку. Хвостовик может
быть подвешен на клиновой подвеске в
эксплуатационную колонну. В данном слу-
чае для подвешивания хвостовика необхо-
димо провернуть бурильный инструмент
влево на 1 / 4 оборота и разгрузить колонну
на вес хвостовика, после чего натяжкой ин-
струмента и его разгрузкой на вес хвостови-
ка проверить фиксацию хвостовика на кли-
новой подвеске.
Для отворота установочного инстру-
мента от хвостовика повернуть бурильный
инструмент вправо на 6-8 оборотов, прове-
рить закрутку (пружину) инструмента и про-
должать поворачивать бурильный инстру-
мент вправо до полного отворота. Затем при-
поднять бурильную колонну на 0,9-1,5 м,
произвести затворение и закачку расчетного
количества цементного раствора. После это-
го отвернуть квадрат и установить в буриль-
ные трубы малую продавочную пробку. По-
сле промывки манифольдной линии навер-
нуть квадрат на бурильный инструмент и
произвести продавку расчетным количест-
вом раствора. При продавке проконтролиро-
вать момент срезки очистительной пробки
малой продавочной пробкой (Рра6 = 60-70
атм., Рсреа = 100- 110 атм.) (рис.7.24).
Продавку продолжать до получения
сигнала «стоп», после чего проверить работу
обратного клапана. Повторно создать в бу-
рильном инструменте давление 60 атм., ос-
торожно приподнимая бурильный инстру-
мент до падения давления до 5-10 атм. (что
является сигналом выхода полированного
18
штока из сальникового узла), произвести
срезку цементного раствора выше «головы»
хвостовика, поднять бурильный инструмент
полностью.
Необходимо отметить, что это один из
самых сложных установочных комплектов,
применяемых в России. Для работы с ним
необходимо иметь определенные навыки и
большой опыт, но зато он позволяет решить
все проблемы, возникающие при креплении
хвостовиков: спуск на бурильном инстру-
менте подвески хвостовика, отсутствие из-
лишнего цементного стакана, легкость разъ-
единения, герметизацию верхним пакером
межколонного пространства, что особо важ-
но при наличии в залежи газовых пластов.
После крепления бокового ствола, его
опрессовки и геофизических работ по опре-
делению качества крепи переходят к послед-
нему этапу.
Освоение бокового ствола
В целом освоение бокового ствола ана-
логично освоению обычной скважины, но не-
обходимо помнить несколько особенностей:
- во-первых, прочность цементного
кольца за хвостовиком значительно хуже из-
за малой разницы диаметров бокового ство-
ла и хвостовика. Поэтому необходимо при-
менять перфорационные заряды понижен-
ной мощности:
- во-вторых, внутренний диаметр хвос-
товика, состоящего из труб диаметром 102
мм, равен 89 мм, а именно столько составля-
ет наружный диаметр муфты НКТ диамет-
ром 73 мм, и в случае «полета» подвески, со-
стоящей из этих НКТ, может произойти за-
клинка. Поэтому необходимо нижний конец
подвески НКТ оборудовать предохранитель-
ным переводником с наружным диаметром
не менее 100 мм;
- в-третьих, для попадания НКТ внутрь
хвостовика необходимо использовать специ-
альные грушевидные башмаки, облегчаю-
щие их прохождение через разъединитель-
ный узел.
Экономическая эффективность
В Нижневартовском регионе средняя
стоимость бурения новой скважины состав-
ляет 10-12 млн рублей без подготовительных
работ (строительства ЛЭП, кустовой пло-
щадки, дорог). Эти работы в среднем состав-
ляют еще 1,5-2,0 млн рублей на одну сква-
жину. Таким образом, полная стоимость
строительства одной эксплуатационной
скважины составляет 11-14 млн рублей при
среднем суточном дебите 16 т нефти.
Средняя стоимость строительства бо-
кового ствола составляет 7 млн рублей при
отсутствии подготовительных работ и сред-
нем дебите 12 т/сут.
Таким образом, сроки окупаемости бо-
ковых стволов значительно ниже, чем обыч-
ных скважин, что делает их привлекатель-
ными для владельцев нефтяных месторож-
дений и инвесторов.
На поздней стадии эксплуатации неф-
тяных месторождений метод зарезки боко-
вых стволов является наиболее эффектив-
ным и часто единственным для поддержа-
ния проектной добычи.
7.6. Диагностика
технического состояния
оборудования
Целью диагностики технического со-
стояния машин и оборудования является
поддержание установленного уровня на-
дежности, обеспечение требований безо-
пасности и эффективности использования
изделий.
До недавнего времени эти цели дости-
гались использованием системы планово-
предупредительных ремонтов (ППР), когда
каждая машина, независимо от ее текущего
технического состояния, по заранее состав-
ленному графику подвергалась техническо-
му обслуживанию. Это дорогостоящая и не-
эффективная система, т.к. техническое об-
служивание проводилось вслепую для всех
машин, хотя большому количеству оборудо-
вания оно не требовалось, а на некоторых
машинах поломки происходили ранее преду-
смотренных планом сроков обслуживания.
Кроме того, при плановых ремонтах, напри-
мер замене подшипников, в механизм вно-
сятся дополнительные дефекты: неправиль-
ная установка, нарушение центровки, попа-
дание металлической стружки и т.д.
Наиболее эффективным является тех-
ническое обслуживание по фактическому
состоянию, которое обеспечивается монито-
рингом технического состояния оборудова-
ния методами диагностики.
В промышленной практике использу-
ются следующие методы диагностики:
- виброакустическая диагностика (кон-
троль общего уровня вибрации и шума, ана-
лиз спектров и формы волны, сравнение пи-
кового и среднеквадратического значений,
анализ ударных импульсов и высокочастот-
ная демодуляция);
- температурная диагностика;
- диагностика механизмов по состоя-
нию их смазки.
Основным из перечисленных методов
является вибродиагностика по следующим
соображениям:
- диагностика по состоянию смазки и
особенно температурная диагностика не
позволяют обнаружить дефект на ранней
стадии. Перегрев, например, подшипника и
появление в смазке стружки обычно появля-
ется на конечных стадиях развития дефек-
та. Кроме того, использование контроля тем-
пературы при диагностике бурового обору-
дования затруднено из-за условий его экс-
плуатации (использование пара и колебания
рабочей температуры);
- использование анализа шума затруд-
нено из-за влияния соседних машин и обо-
рудования.
Основным в вибродиагностике являет-
ся спектральный анализ. Анализ высокочас-
тотных составляющих вибрации (методы
ударных импульсов, высокочастотная демо-
дуляция) только хорошо дополняет спект-
ральный анализ, но не заменяет его.
Вибродиагностика машин и оборудова-
ния направлена на решение следующих вза-
имосвязанных задач:
- определение текущего технического
состояния;
- прогнозирование остаточного ресур-
са, т.е. периода времени непрерывной рабо-
ты механизма, через которое он достигнет
предельного технического состояния, требу-
ющего ремонта;
- поиск места отказа или неисправностей.
Регулярное измерение вибрационных
параметров бурового оборудования выявля-
ет два типа устойчивых изменений вибра-
ции: монотонное (тренд), вызываемое изме-
нением структурных параметров механизма
в процессе износа и старения, и скачкооб-
разное, дискретное, связанное с поломками
или регламентными работами.
Структурное состояние характеризу-
ется геометрией конструктивных элемен-
тов (размерами, формой), взаимосвязями
деталей (зазорами, посадками, углами), со-
стоянием материала (напряженностью,
структурой).
При нормальных отклонениях от иде-
альной структуры, обусловленных допус-
ками на изготовление, монтаж и эксплуа-
тационными допусками на износ деталей,
вибрационные характеристики являются,
как правило, удовлетворительными, укла-
дывающимися в принятые технические
нормы. Отклонения, превышающие эти
нормы, могут быть вызваны несовершен-
ством проектирования, изготовления, мон-
тажа и эксплуатации оборудования (важ-
нейшим звеном в этой цепи является вы-
ходной контроль качества изготовления
узлов и механизмов). Поскольку вибраци-
онные характеристики являются следстви-
ем структурного состояния, любые измене-
ния структуры механизма вызывают изме-
нения параметров вибрации, которые яв-
ляются объективными диагностическими
признаками, несущими информацию о тех-
ническом состоянии оборудования. При
этом необходимо не забывать о существо-
вании обратной связи - повышение уровня
вибрации способствует ускорению износа
сопряженных деталей, т.е. изменению
структурного состояния.
Наиболее характерными видами струк-
турных изменений и неисправностей, влия-
ющих на изменение вибрации, являются:
- несоосность;
- ухудшение крепления механизма к ос-
нованию или фундаменту;
- ухудшение сочленения отдельных уз-
лов механизма;
- разбаланс;
- износ зубчатых зацеплений;
- износ и увеличение зазоров в подшип-
никах;
- износ шеек валов и пар трения;
- коррозионный, эрозионный и абра-
зивный износ деталей;
- заиливание всасывающих трубопро-
водов буровых насосов;
- старение резины, используемой для
амортизации механизмов и уплотнений:
- ухудшение смазки;
- несимметрия питающего напряжения;
- поломка стержней ротора.
Дискретные изменения уровней вибра-
ции бурового оборудования могут вызывать-
ся либо поломками деталей (появление тре-
щин, поломка зуба шестерни, поломка
стержней ротора двигателя и т.д.), либо по-
следствиями проведения регламентных и ре-
монтных работ (разборка и сборка узлов, за-
мена цепей, замена смазки и т.д.).
Опыт эксплуатации бурового оборудо-
вания показывает, что наибольшие значе-
ния параметров вибрации вызываются
расцентровкой оборудования (первая и
вторая гармоники оборотной частоты);
разбалансом роторов двигателей и муфт
(оборотная частота); ухудшением крепле-
ния оборудования к фундаменту и ухудше-
нием сочленения отдельных узлов (нали-
чия полуторных и 4-10 гармоник оборот-
ной частоты). Значения параметров вибра-
ции, вызванных указанными причинами,
обычно более чем на порядок превышают
значения параметров вибрации, обуслов-
ленных неисправностями зубчатых зацеп-
лений и подшипников. Установлено, что
наряду с абсолютным уровнем вибрации
большое значение имеют относительное
изменение уровня вибрации механизмов с
наработкой и скорость его изменения. В те-
чение примерно 75 % срока службы маши-
ны основные частотные составляющие
спектра вибрации, выраженные в дБ, уве-
личиваются со временем практически ли-
нейно, а затем начинается экспоненциаль-
ный рост вибрации, заканчивающийся
аварией механизма.
В связи с эксплуатационным увеличе-
нием уровней вибрации требуется оценить
предельно допустимые изменения уровней.
Большинство стандартов устанавливает, что
увеличение вибрации менее чем в 2 раза (6
дБ) по сравнению с исходным уровнем не яв-
ляется Существенным.
В табл. 7.5 приведены значения виб-
роскорости, используемые при оценке со-
стояния машинного оборудования, осно-
ванные на том, что аналогичные друг другу
машины, сгруппированные по мощности
на оси, создают механические колебания с
подобными или даже одинаковыми средне-
квадратическими значениями (СКЗ) вибро-
скорости в диапазоне от 10 Гц до 1 кЩ.
(Стандарт Института немецких инженеров
ВДИ 2056, международные стандарты ИСО
2372 и 3945).
Однако рекомендациями таблицы мож-
но пользоваться только как ориентировоч-
ными, т.к. при широкополосных измерениях
нельзя обнаружить, например, изменения
состояния подшипников, если амплитуда со-
ставляющей спектра, обусловленная плохой
центровкой, значительно превышает ампли-
туду составляющей спектра, вызванную не-
исправностями подшипников.
Большое значение для эффективности
вибродиагностики имеют правильный вы-
бор точек и периодичность измерений.
Сложность выбора точек измерения,
например, на подшипниках заключается в
Таблица 7.5
Значения виброскорости, используемые при оценке состояния машинного оборудования
Виброскорость Малые машины 1-15кВт Средние машины 16-300 кВт Большие машины 301-1000 кВт Большие машины более 1000 кВт
СКЗ (дБ отн.5*10'5 мм/с) СКЗ мм/с
119 45,0
115 28,0 Недопустимо Недопустимо Недопустимо Недопустимо
111 18,0 На пределе допустимого
107 11,2
103 7,1 На пределе допустимого
99 4,5 На пределе допустимого Допустимо
95 2,8 На пределе допустимого Допустимо
91 1,8 Допустимо Хорошее
87 1,12 Допустимо Хорошее
83 0,71 Хорошее
79 0,45 Хорошее
75 0,28
71 0,18
том, что на буровом оборудовании в подав-
ляющем большинстве случаев отсутствует
доступ к подшипникам. И точки измерения
приходится выбирать вблизи подшипников
или на подшипниковых щитах. Аналогич-
ным образом выбираются точки измерения
для вибродиагностики технического состо-
яния зубчатых передач. Точки измерения
должны быть промаркированы и зачищены
от краски и ржавчины. Датчик вибрации
крепится в измерительной точке с помо-
щью магнита или шпильки. При частотном
диапазоне с верхним пределом частоты
1200 Гц допускается использование ручно-
го виброщупа.
Периодичность вибрационного контро-
ля зависит от режимов и интенсивности ра-
боты оборудования, и в большинстве случаев
измерения должны проводиться не чаще од-
ного раза в месяц и не реже одного раза в три
месяца.
Наилучшие результаты дает использо-
вание при вибродиагностике компьютерной
технологии, аналогичной технологии амери-
канской фирмы CSI, имеющей в составе
сборщик информации - анализатор машин-
ного оборудования (например, типа 2115),
программное обеспечение (например «Мас-
тертренд») и компьютер.
Подобные технологии предлагают также
фирмы «Брюль и Кьер» (Дания), «Энревю»
(США) и российские фирмы «ВАСТ» и «Диамех».
Ниже приводятся некоторые примеры
из практики диагностики технического со-
стояния бурового оборудования.
Несоосность. На рис. 7.25 приведены
спектры виброскорости, измеренные на корпу-
се двигателя компрессора 4ВУ1-5/9М2 (мощ-
ность 37 кВт) со стороны внутреннего подшип-
ника. Спектр иллюстрирует несоосность между
двигателем и компрессором (наличие 1-й и 2-й
гармоник оборотной частоты с амплитудами
5,5-6,0 мм/с) и ослабление крепления двигате-
ля к основанию (наличие 4-й, 6-й, 8-й и 10-й
гармоник оборотной частоты с амплитудами от
1,5 до 2,5 мм/с).
На рис. 7.26 приведены спектры вибро-
скорости, измеренные на двигателе насоса
УНБТ-950. Первые измерения (17.02.93 г.)
были проведены при работе двигателя на хо-
лостом ходу. В этом случае значения вибра-
ции на оборотной частоте малы, что свиде-
тельствует о хорошей балансировке ротора
двигателя. В течение года ухудшилась цент-
ровка двигателя (спектр 24.03.94 г.), значе-
ния виброскорости на первой и второй гар-
мониках оборотной частоты достигли 15.0-
17.0 мм/с. Однако все усилия по улучшению
центровки к положительному результату не
16.39
. 983
15.21
Рис.7.26. Спектр, измеренный 15.03.95 при работе двигателя на холостом ходу, свидетельствует о наличии
небаланса ротора двигателя
привели. Для выяснения причины был снова
измерен спектр виброскорости двигателя на
холостом ходу (15.03.95 г.). Значения вибро-
скорости на оборотной частоте при этом до-
стигли 5,0 мм/с, что свидетельствует об
ухудшении центровки двигателя.
Состояние зубозацепления. В резуль-
тате зубозацепления шестерен в коробке пе-
редач появляются составляющие спектра,
соответствующие скорости вращения валов,
умноженной на число зубьев шестерен, и на-
зываемые частотами зубозацепления. Во
всех коробках передач эта частота четко
видна. Однако сигнал, отражающий во вре-
мени механические колебания коробки пе-
редач, содержит не только частоту зубоза-
цепления, но и ее гармоники. На рис. 7.27
показан спектр виброскорости зубозацепле-
ния насоса УНБТ-950 при работе с числом
ходов п = 100 ходов/мин, на котором видны
1-я, 2-я, 3-я и 4-я гармоники частоты зубоза-
цепления (соответственно 219.0 ГЦ, 438.0 Гц,
657.0 ГЦ и 876.0 ГЦ).
Со временем профиль зубьев шестерен
постепенно изменяется в связи с трением
зубьев в плоскости их соприкосновения, что
проявляется на частоте второй гармоники
зубозацепления. Зарождающийся местный
дефект не вызывает увеличения амплитуд
составляющих зубозацепления и ее гармо-
ник. Если появляется трещина в зубе, зуб
под нагрузкой будет деформироваться боль-
ше, чем другие нормальные зубья при их за-
цеплении. Это выражается в появлении во-
круг 1-й и 2-й гармоник частоты зубозацеп-
ления боковых полос, разнесенных на час-
тоту скорости вращения. По мере увеличе-
ния дефекта в одном зубе или охвата не-
скольких зубьев амплитуда боковых полос
увеличивается.
Таким образом, общий износ зубоза-
цепления проявляется в виде увеличения
амплитуд составляющих частот зубозацеп-
ления, особенно амплитуд ее 2-й и 3-й гармо-
ник. Местный дефект выражается в появле-
нии вокруг составляющих зубозацепления
боковых полос. Чем глубже дефект, тем боль-
ше амплитуда составляющих боковых полос.
Состояние подшипников. Зарождаю-
щийся дефект подшипника с роликовыми
элементами обычно возникает в виде трещи-
ны или выбоины на внутренней или наруж-
ной обоймах или на самом роликовом эле-
менте. Эта трещина сопровождается появле-
нием незначительных импульсов каждый
раз во время прокатывания по ней ролика.
Зная конструкцию подшипника (число
и диаметр тел качения, диаметр окружнос-
ти, по которой движутся центры тел качения
и скорость вращения вала), можно рассчи-
Рис.7.27. Составляющие 1-й, 2-й, 3-й и 4-й гармоник частоты зубозацепления в спектре виброскорости на
насосе УНБТ-950 на БУ 3000 ЭУК-ЗМА (число ходов п = 100 ходов/мин.)
тать, так называемые, частоты неисправно-
сти подшипников. В подшипнике, не имею-
щем дефектов, эти частоты в спектре отсут-
ствуют. При появлении дефекта в спектре
появляются гармоники частот неисправнос-
ти подшипников, амплитуда и количество
которых растут с развитием дефекта.
На рис. 7.28 приведены спектры вибро-
скорости подшипника трансмиссионного ва-
ла насоса УНБТ-950 с дефектом (трещиной)
наружной обоймы подшипника. При измере-
Рис.7.28. Развитие дефекта внешней обоймы подшипника трансмиссионного вала насоса
Рис.7.29. Влияние смазки подшипника на величины составляющих спектра
ниях 14.04.92 г. едва намечены 9-я (863.8 ГЦ),
10-я (960.6 ГЦ) и 11-я (1056.0 ГЦ) гармоники
частоты неисправности наружной обоймы
подшипника (96.0 ГЦ). При дальнейших изме-
рениях (21.05.92 г) амплитуда 11-й и 12-й
гармоник значительно увеличилась (до 0.5
мм/с), а 16.02.93 г. при наработке 812 часов
появились все гармоники с 7-й по 12-ю с амп-
литудами до 1.2 мм/с. Были даны рекоменда-
ции заменить подшипник. При замене под-
шипника обнаружена трещина на наружной
обойме. Спектр, измеренный 22.12.93 г., со-
ответствует новому подшипнику.
Ухудшение смазки. На рис. 7.29 при-
ведены спектры, измеренные на подшипни-
ке трансмиссии привода насоса УНБТ-950
до смазки подшипника (18.02.93 г.) и после
его смазки (20.05.93 г.)
Значения виброскорости на частоте
1025,0 ГЦ снизились после смазки с 2.9 до 0.8
мм/с, т.е. в 3 раза.
Прогнозирование ресурса. При экс-
плуатации бурового оборудования важно
знать величину остаточного ресурса, т.е. че-
рез какой период времени непрерывной ра-
боты механизм достигнет предельного тех-
нического состояния, требующего ремонта.
Предельное техническое состояние ме-
ханизма можно определить либо на стадии
проектирования, когда на основании расче-
тов назначают допустимые величины зазо-
ров в подшипниках, разбалансировки рото-
ров, расцентровки валов и т.д., либо на осно-
ве опыта эксплуатации с учетом реального
изменения работоспособности механизма
по мере накопления износа. В любом случае
предельное состояние характеризуется ком-
плексом параметров, а также величиной их
отклонений от исходного состояния, соот-
ветствующего новому механизму.
Для определения остаточного ресурса
по результатам вибродиагностики бурового
оборудования необходимо знать, насколько
возрастает величина параметров вибрации
при выработке механизмом ресурса, что мо-
жет быть реализовано на основе накопления
статистических данных по вибродиагности-
ке механизма в период эксплуатации. При
отсутствии статистических данных зару-
бежные стандарты рекомендуют задаться
предельным увеличением амплитуды вибра-
ции на 6 дБ (в 2 раза). Эта величина
свидетельствует о характере различия меж-
ду соседними классами технического состо-
яния механизма: «хорошее» (нормальное),
«допустимое» (предостережение), «недопус-
тимое» (неисправность). Процедура прогно-
зирования остаточного ресурса механизма
Рис,7.30. Тренд виброскорости на подшипнике с трещиной наружной обоймы (14.04.92-16.02.93), точка
22.12.93 соответствует новому подшипнику
по изменению уровня вибрации сводится к
экстраполяции найденного тренда и опреде-
лению момента пересечения его с линией
предельного состояния. При этом необходи-
мо подчеркнуть, что тренды параметров ви-
брации необходимо строить в логарифмиче-
ском масштабе, т.е. значения виброскорости
выражать в дБ, а для построения тренда не-
обходимо провести не менее 15-20 измере-
ний. В случае ухудшения качества смазки
подшипников линейный тренд повышения
вибрации также переходит в экспоненци-
альный. Поэтому перед принятием решения
о состоянии подшипников необходимо про-
извести их смазку и повторные измерения
вибрации. В случае уменьшения уровней ви-
брации значения, соответствующие плохой
смазке, при построении тренда не должны
учитываться.
На рис. 7.30 приведен тренд виброско-
рости подшипника трансмиссионного вала
насоса УНБТ-950 с трещиной наружной
обоймы. Вероятно уже в начале измерений в
апреле 1992 г. подшипник имел дефект, т.к.
уровень виброскорости составлял 86 дБ. За-
тем в период времени до 15.11.92 г происхо-
дило линейное увеличение уровней виброс-
корости, после чего началось его экспонен-
циальное увеличение до 93 дБ, т.е. уровень
виброскорости повысился на 7 дБ (более чем
в 2 раза). После замены подшипника уровень
виброскорости составил 82 дБ.
На рис. 7.31 приведен тренд виброско-
рости аналогичного исправного подшипни-
ка, на котором зафиксировано линейное
уменьшение виброскорости в период с
16.02.93 г. по 29.09.95 г. (наработка 2589 ч)
на 3 дБ. Характер изменения виброскорости
(тренд) свидетельствует о том, что для опре-
деления остаточного ресурса подшипника
необходимо выбрать момент, когда тренд
начнет повышаться, и от уровня виброско-
рости в этой точке, увеличенном на 6 дБ,
провести линию предельного состояния под-
шипника и, экстраполируя тренд после се-
рии измерений, определить время его пере-
сечения с линией предельного состояния.
Можно уверенно констатировать, что если
монотонный характер изменения тренда не
изменится, подшипник проработает не ме-
нее 5 тыс. ч.
Таким образом, приведенные примеры
показывают эффективность применения ме-
тодов вибродиагностики в определении те-
кущего технического состояния бурового
оборудования, выявлении дефектов и неис-
правностей узлов и механизмов, прогнози-
рование их остаточного ресурса. Примене-
ние вибродиагностики обеспечивает не
только уверенность в эксплуатации, благо-
Рис.7.31. Пример определения остаточного ресурса подшипника
даря знанию технического состояния обору-
дования, но позволяет предупреждать ава-
рии оборудования, приводящие к большим
материальным потерям. По зарубежным
данным, системы мониторизации техничес-
кого состояния оборудования, построенные
на основе вибродиагностики, окупаются в
течение нескольких месяцев.
Далее в качестве примера приводится
организация вибродиагностики техническо-
го состояния буровых насосов УНБТ-950 и ее
результаты, а также основанная на другом
подходе диагностика технического состоя-
ния буровых вышек.
Вибродиагностика технического со-
стояния насосов УНБТ-950. В ОАО «Урал-
маш» вибродиагностические исследования
параметров вибрации насосов УНБТ-950
проведены на буровых установках БУ 3000
ЭУК ЗМА, БУ 5000 ЭР, на Верхне-Салдин-
ском производственном металлургическом
объединении (ВСМПО), на площадке кон-
трольной сборки на БУ UNOC 5000DE, в сбо-
рочном цехе при контрольной обкатке.
Вибродиагностика насосов на ВСМПО
проводилась с 1992 г., ею было охвачено 17
насосов.
Практически на ВСМПО была внедрена
система технического обслуживания насо-
сов по их фактическому состоянию, которое
определялось 1 раз в 3 месяца методами виб-
родиагностики. Все рекомендации, выдан-
ные при этом, оперативно исполнялись. Так
были заменены подшипники трансмиссион-
ного вала на ряде насосов, подшипники дви-
гателя и трансмиссии привода, производи-
лась смазка подшипников двигателя и
трансмиссии, улучшалась центровка валов
двигателя и трансмиссии привода и тд.
В сборочном цехе, с целью выходного
контроля качества изготовления, исследова-
но 50 насосов.
Для количественного определения по-
казателей предельного состояния узлов, а в
общем случае показателей оценки фактичес-
кого технического состояния необходимо на-
личие следующих объективных факторов:
- диагностических частот;
- параметров анализа (полос частот, со-
ответствующих определенному диагности-
ческому признаку);
- базы данных, достаточной для статис-
тической обработки результатов с целью по-
лучения количественных показателей гра-
ниц технического состояния узлов;
- обратной связи, подтверждающей со-
ответствие этих количественных показателей
определенному техническому состоянию узла;
- методики измерений, включающей:
выбор измерительных точек, режимы рабо-
Таблица 7.6
Расчетные частоты неисправностей подшипников
Место установки, наименование подшипника Частота вращения, об/мин (Гц) Первые гармоники частот неисправности, Гц
сепаратор FTF тела качения BSF наружная обойма BPFO внутренняя обойма BPFI
Трансмиссионный вал (3003752) 556 (9,26) 4,2 82,3 95,0 118,0
Коренной вал(3003264) 125 (2,08) 1,0 16,2 18,2 23,4
Большая головка шатуна (50-30928/6301) 125 (2,08) 0,98 36,3 39,3 44,0
Вал двигателя, наружный конец (230 Л1) 1000 (16,7) 7,01 102,3 77,1 106,2
Вал двигателя, наружный и внутр, концы(32230 М) 1000 (16,7) 7,3 132,6 138,7 177,9
Трансмиссионный вал привода с ШПМ (3628) 1000 (16,7) 8,1 87,2 95,05 138,3
Трансмиссионный вал привода с пальцевой муфтой (3630) 1000 (16,7) 8,1 93,1 103,3 146,7
ты аппаратуры и режимы работы машин
при вибродиагностических исследованиях,
периодичность измерений;
- соответствующей вибродиагностиче-
ской аппаратуры и математического обеспе-
чения.
Все указанные факторы присутствуют
в вибродиагностических исследованиях на-
сосов, проведенных на ВСМПО и в сбороч-
ном цехе ОАО «Уралмаш».
На базе этих исследований разработа-
ны количественные показатели оценки тех-
нического состояния: «нормальное», «предо-
стережение» (С) и «неисправность» (D) для
зубчатого зацепления, подшипников корен-
ного и трансмиссионного валов, подшипни-
ков асинхронного двигателя привода АКСБ-
15-54, подшипников трансмиссии привода,
центровки валов двигателя и трансмиссии
привода.
Для насоса, работающего при числе хо-
дов 125 ходов/мин, рассчитаны основные
диагностические частоты:
- 2.08 ГД - оборотная частота коренного
вала;
- 2.91 ГД - частота ременной передачи;
- 6.24 ГД - частота нагнетания;
- 9.26 ГД - оборотная частота трансмис-
сионного вала;
- 12.48 ГЦ - частота работы клапанов;
16.70 ГД - оборотная частота вала
двигателя;
- 100.0 ГД - двойная частота питающей
сети;
- 268.75 ГД - частота зубозацепления ше-
стерен трансмиссионного и коренного валов;
- 958.90 ГД - зубцовая частота двигателя.
Расчетные частоты приведены в табл. 7.6.
Расположение точек измерения, их
обозначение, частотный диапазон измере-
ния и число линий разрешения анализатора
приведены в табл. 7.7.
На рис. 7.32 и 7.33 приведены примеры
использования полученных уровней «С»
(предостережение) и «D» (неисправность) для
диагностики неисправностей (расцентровка
валов двигателей и трансмиссии привода
насоса) и определения остаточного ресурса
одного из подшипников насоса.
На рис. 7.29 показано, как улучшени-
ем центровки удается снизить вибрацию
до значений, соответствующих уровням
ниже «С».
На рис. 7.30 показано, что при неиз-
менном режиме работы насоса и сохранении
закономерности увеличения тренда виброс-
корости подшипника ресурс подшипника до
уровня «С» составит 600 дней, а уровня D» -
1700 дней.
Таким образом, алгоритм вибродиагно-
стического мониторинга насоса при исполь-
зовании компьютерной технологии должен
быть следующим:
Выбирается режим работы насоса
(число ходов, мощность), который может
быть всегда обеспечен при проведении виб-
родиагностики на данной скважине (испы-
тательный режим).
Таблица 7.7
Расположение точек измерения
Место измерения Обозначение точки измерения Частотный диапазон измерения, Гц Число линий разрешения
На корпусе насоса вблизи подшипника коренного вала 01В,А;31В,А; 02В,А; 32В,А 0,75-150 30,0-1200 400 800
На корпусе насоса вблизи подшипника трансмиссионного вала 03В,Г,А; 33В, А; 04В,Г,А; 34В,А; 44В, А 0,75-150 30,0-1200 30,0-1200 800 800
На подшипниковом щите наружного подшипника двигателя 10ВГА 10ВГ 2-200 33-1300 800
На подшипниковом щите внутреннего подшипника двигателя 12ВГА 13 ВГ 2-200 33-1300 800 800
На корпусе промежуточного подшипника трансмиссии 15ВГ 3,5-1300 800
На корпусе наружного подшипника трансмиссии 16ВГА 3,5-1300 800
В зависимости от интенсивной работы
насоса, выбирается периодичность измере-
ния параметров вибрации (например, 1 раз в
месяц или 1 раз в квартал).
Создается компьютерная база данных,
включающая наименование организации, экс-
плуатирующей насос, номер скважины, номер
насоса, измерительные точки, частотные диа-
пазоны, число линий разрешения, параметры
вибрации, предельные уровни «С» и «D».
Создается маршрут измерений, кото-
рый загружается в анализатор машинного
оборудования.
Проводятся измерения параметров ви-
брации на испытательном режиме работы
насоса.
Рис.7.33. Тренд одного из параметров вибрации подшипника трансмиссионного вала насоса, позволяющий
оценить его ресурс
В случае превышения предельных уров-
ней «С» и «О» хотя бы одним из параметров ви-
брации на месте производится анализ спект-
ра в этой точке и принимается решение об
оценке технического состояния узла.
В случае выявления неисправностей
или дефектов, которые могут быть устране-
ны на месте (например, плохая смазка, рас-
центровка), производится их устранение.
Производятся повторные измерения
параметров вибрации в режиме работы ап-
паратуры «анализ спектра».
Производится разгрузка данных из
анализатора в компьютер.
Производится компьютерная обработка
результатов (приписка данных режима «ана-
лиз», анализ трендов параметров вибрации,
сравнение спектров, их распечатка и т.д.).
Делаются окончательные выводы о тех-
ническом состоянии насоса на момент ис-
следований, разрабатываются меры по под-
держанию заданного технической докумен-
тацией уровня надежности насоса, меропри-
ятия по устранению выявленных неисправ-
ностей.
Диагностика технического состоя-
ния буровых вышек. В процессе эксплуата-
ции буровых вышек из-за воздействия цик-
личных нагрузок и атмосферных явлений,
возможных перегрузок при прихватах инст-
румента, неправильной транспортировке в
несущих элементах вышек могут возникать
структурные изменения или дефекты, при-
водящие к уменьшению грузоподъемности,
что делает контроль текущей грузоподъем-
ности вышек в процессе длительной эксплу-
атации актуальной задачей.
В ОАО «Уралмаш» разработан способ
испытания буровых вышек в промысловых
условиях (патент SU 1790660 АЗ), суть кото-
рого в определении текущей деформации
вышки, под действием приложенной к ней
нагрузки от веса колонны бурильных труб в
момент испытаний. Затем от текущей де-
формации, например при весе бурильной ко-
лонны 40 тс, переходят к деформации при
допускаемой нагрузке на крюке для данного
типа вышек, которая сравнивается с базо-
вой деформацией.
Для измерения текущей деформации
вышки кронблок через канат вспомогатель-
ной лебедки связывают с датчиком переме-
щений, установленным на стол ротора или
основание. В качестве нагрузки использует-
ся колонна бурильных труб, вес которой дол-
жен быть не менее 15 % от допускаемой на-
грузки на крюке. Деформация вышки с по-
мощью самописца записывается на диа-
грамму, а величина текущей нагрузки сни-
мается визуально со штатного датчика веса.
Вместо датчика перемещений могут
быть использованы геодезическая рейка, ус-
танавливаемая на канат вспомогательной
лебедки, и теодолит, что делает этот способ
неразрушающего испытания вышек доступ-
ным для любой буровой организации, в т.ч.
проводящей бурение на отдаленных площа-
дях в самых сложных географических усло-
виях. Реализация указанного способа испы-
таний производится в режимах бурения или
спуско-подъемных операций практически
без остановки процесса проходки скважины.
Базовая деформация может быть опре-
делена на заводе-изготовителе при силовых
испытаниях головного образца вышки; при
бурении в течение года после первичного
монтажа буровой установки; в процессе экс-
плуатации буровой установки одновременно
с силовыми испытаниями вышки или в тече-
ние одного-трех месяцев после этих испыта-
ний. В качестве базовой может быть также
использована расчетная деформация, уста-
навливаемая предприятием - изготовителем
буровой вышки.
Способ прошел апробацию в Полтав-
ском УБР объединения «Красноленинскнеф-
тегаз», где при участии представителей
Урайской РГТИ было испытано более 10 вы-
шек на установках БУ 3000 ЭУК и 6 вышек
установок для ремонта скважин.
На рис. 7.34 приведена диаграмма оп-
ределения базовой деформации на БУ
№11364, год выпуска 1982, проведенная
28.10.91 г. через два месяца после силовых
испытаний вышки. Базовая деформация Ah’,
определенная по текущей деформации при
пяти нагружениях вышки колонной буриль-
ных труб весом порядка 40 тс, оказалась рав-
ной 38.3 мм.
На рис. 7.35 приведена диаграмма, по-
лученная при испытаниях вышки №12392,
год выпуска 1984, 30.10.91 при четырех на-
Рис.7.35. Диаграмма определения паспортной деформации при испытаниях вышки БУ 3000 ЭУК № 12392
гружениях вышки колонной бурильных труб
весом порядка 45 тс. Деформация при допус-
каемой нагрузке на крюке, определенная по
текущей деформации, оказалась равной
29.3 мм.
Таким образом, т.к. деформация вышки
БУ №12392 при допускаемой нагрузке на
крюке (29.9 мм) оказалась меньше базовой
деформации (38.3 мм) для данного типа вы-
шек, вышка считается прошедшей испыта-
ния и допускается к дальнейшей эксплуата-
ции с паспортной грузоподъемностью.
Для определения остаточного ресурса
вышки необходимы ее регулярные (не реже
одного раза в 1-1.5 года) испытания предло-
женным способом и выявление закономер-
ности увеличения деформации, т.е. сниже-
ние грузоподъемности во времени.
ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ В БУРЕНИИ
Буровое предприятие,
его структура и задачи
Процесс бурения скважин является час-
тью отрасли по разведке и добыче полезных
ископаемых (углеводородов, термальных и ми-
нерализованных вод, твердых ископаемых).
В целом этот процесс представляет со-
бой крупномасштабную систему. Ее харак-
теризует большое число объектов - произ-
водственных объединений, управлений бу-
ровых работ, экспедиций, буровых компа-
ний, совместных предприятий и т. д.
Большое число видов и целей бурения:
эксплуатационное и разведочное, на суше и
шельфе, на море; бурение на нефть и газ,
термальные и минерализованные воды, под-
земные хранилища газа и другие.
В современных условиях буровая по-
дотрасль выступает как свободный коммер-
ческий партнер - исполнитель определенной
(наиболее капиталоемкой) части процесса в
топливно-энергетическом комплексе.
Чтобы не вводить в заблуждение изуча-
ющего вопросы организации буровых работ,
условимся в дальнейшем оперировать поня-
тием буровой подрядчик, т. е. производст-
венное предприятие, выполняющее строи-
тельство скважин «под ключ» на договорных
началах, по заказам различных структур,
обладающих лицензией на право разведки и
добычи на конкретном месторождении по-
лезного ископаемого.
В оперативно-техническом отношении
буровой подрядчик обладает самостоятельно-
стью. Он решает производственно-техничес-
кие и технологические вопросы, принимает
меры для полного использования имеющихся
производственных мощностей, потенциаль-
ных возможностей повышения эффективнос-
ти производства и рационального использо-
вания материально-технических и финансо-
вых средств, занимается подготовкой квали-
фицированных кадров, созданием безопас-
ных условий труда на объектах и решением
социальных вопросов на производстве.
Состав производств и служб бурового
подрядчика и их взаимодействие в процессе
строительства скважин определяются про-
изводственной структурой.
Производственная структура отдель-
ных буровых предприятий может иметь от-
личительные особенности, но в общих чер-
тах она рационально консервативна и может
быть представлена в следующем виде (рис.
8.1). В структуре бурового подрядчика выде-
ляются основное и вспомогательное произ-
водства.
В цикле строительства скважины к ос-
новному производству относятся вышко-
монтажные работы, бурение и работы по
креплению и испытанию скважины.
Подразделениями основного производ-
ства являются инженерно-технологические
службы (ИТС), которые осуществляют техно-
логический контроль за проводкой скважи-
ны, координацию работ основного и вспомо-
гательного производств. Они являются орга-
нами круглосуточного оперативного управ-
ления процессом строительства скважины.
Концентрируя информацию, поступающую
(по радиотелефонной связи) от буровых бри-
гад, представляют руководству бурового
предприятия сводные сведения о ходе вы-
полнения буровых работ, обеспеченности
материалами и инструментом для беспере-
бойного и качественного исполнения этих
работ. В случае необходимости ИТС опера-
тивно организует работы по предотвраще-
нию осложнений, ликвидации аварий и
предпринимает соответствующие действия
в иных экстренных ситуациях.
С совершенствованием средств связи и
развитием систем телеметрического контро-
ля центральные пункты инженерно-техно-
логических служб оснащают электронно-вы-
числительной техникой. Она позволяет зна-
чительно повысить оперативность и надеж-
ность обработки поступающей с буровых
первичной информации, накапливать банк
данных, на основе которого облегчается оп-
тимизация процесса бурения.
Рис. 8.1. Производственная структура бурового предприятия
Производственная структура опреде-
ляет организационную структуру предприя-
тия, которая охватывает все звенья управле-
ния и устанавливает их взаимосвязь, взаи-
модействие и соподчиненность. Организа-
ционная структура включает аппарат управ-
ления, отделы и инженерно-технологичес-
кие службы (рис. 8.2).
Всю работу аппарата управления и
предприятия в целом организует первый ру-
ководитель, он же несет полную ответствен-
ность за их состояние и деятельность. Пер-
вым заместителем руководителя бурового
предприятия является главный инженер, ко-
торый наравне с ним отвечает за уровень
производственно-технического руководства
и деятельность предприятия.
Функциональными звеньями органи-
зационной структуры предприятия являют-
ся отделы.
Рис. 8.2. Типовая организационная структура бурового подразделения
Сервисные предприятия
по указанию услуг при строительстве скважин
Рис. 8.3. Взаимодействие бурового подрядчика с организациями нефтегазодобывающего региона
Вспомогательные производственные
подразделения (база производственного об-
служивания и входящие в ее состав цеха)
обеспечивают бесперебойное снабжение ос-
новного производства энергией, материала-
ми, проводят техническое обслуживание и
ремонты оборудования и инструмента осу-
ществляют прочие виды обслуживания.
По специфике выполняемых работ, осо-
бенно в районах большого сосредоточения
буровых объектов, в последнее время суще-
ствуют отдельные сервисные предприятия,
осуществляющие для бурового подрядчика
услуги на договорных условиях. В целом вза-
имодействие бурового подрядчика с другими
организациями нефтегазодобывающих ре-
гионов может быть представлено в следую-
щем виде (рис. 8.3). Эта схема актуальна для
крупных нефтегазодобывающих регионов с
большими объемами буровых работ. Увели-
чение производственных связей и финансо-
вых потоков оправдывается улучшением ка-
чества предлагаемых сервисными предпри-
ятиями услуг и ростом налоговых поступле-
ний в бюджеты различных уровней.
Вышкомонтажное производство осу-
ществляет строительство (монтаж) буровых
установок и различных привышечных со-
оружений на вновь вводимых объектах, де-
монтаж бурового оборудования на закончен-
ной бурением скважине. Осуществляет
транспортировку буровых вышек, блоков и
оборудования на новые площадки для буре-
ния скважин.
В настоящее время наиболее распрост-
раненной является комплексная форма ор-
ганизации труда, при которой все работы по
сооружению буровой осуществляет вышко-
монтажная бригада, разбитая на отдельные
звенья, каждое из которых специализирует-
ся на выполнении отдельных видов работ.
Тампонажное производство осуществ-
ляет работы по цементированию скважин,
различным видам изоляционных работ в
скважине, по закачке специальных жидкос-
тей в скважину при ликвидации осложнений
и аварий, проводит опрессовки различных
трубопроводов. Участвует в выполнении эко-
логических операций при ликвидации от-
стойно-поглотительных котлованов, освое-
нии и испытании скважин, а также многих
других специфических задач.
Эти два производства наиболее близки
по своей специфике к буровому предприя-
тию. Поэтому во многих регионах они входят
в структуру бурового подрядчика в качестве
дочерних акционерных обществ или его под-
разделений, с правом на ведение хозрасчет-
ной договорной деятельности по оказанию
услуг сторонним организациям.
Состав и функции членов
буровой бригады
В этом многообразии структурных форм
буровых подрядчиков остался неизменным
по своей сути и задачам первичный произ-
водственный коллектив, объединяющий раз-
нородных по квалификации, профессии и
функциям сотрудников и рабочих для выпол-
нения определенного круга работ по строи-
тельству скважины, - буровая бригада.
Перечень выполняемых работ и орга-
низация труда буровой бригады зависят от
целей бурения, глубины и конструкции сква-
жины. Круг обязанностей ее членов доволь-
но широк и разнообразен. Это выполнение
подготовительных работ перед забуривани-
ем скважины (оснастка талевой системы, ус-
тановка ротора, соединение бурового рукава
со стояком нагнетательного трубопровода и
вертлюгом; приготовление промывочной
жидкости, оснащение буровой элементами
малой механизации, механизмами и инстру-
ментом для выполнения спуско-подъемных
операций и других работ в процессе провод-
ки скважины). Обеспечение углубления
скважины и подготовка ее ствола к проведе-
нию геофизических исследований, спуск об-
садных колонн, установка противовыбросо-
вого и фонтанного оборудования, а также
проведение работ по заканчиванию скважи-
ны и многое другое.
На организацию труда буровой брига-
ды и ее состав существенно влияют продол-
жительность и структура цикла строитель-
ства скважины.
В глубоком бурении организуется не-
прерывная (посменная) работа буровой. Как
правило, это три смены (вахты), которые ра-
ботают по 8 либо две по 12 часов в сутки по
различным графикам. Всего в буровой бри-
гаде четыре вахты. Этим соблюдается раци-
ональный режим труда и отдыха. На приня-
тие определенного графика работ влияет
множество факторов:
- удаленность объекта от баз и поселков
проживания членов бригады;
- обеспеченность района проведения бу-
ровых работ качественной дорожной сетью;
- транспортные расходы на осуществ-
ление вахтовых перевозок;
- личные пожелания членов бригады и т. д.
Количественный и квалификационный
состав вахт видоизменяется в зависимости
от типа БУ и категории сложности постав-
ленных задач (как правило, зависимых от
проектной глубины скважины). Он регла-
ментируется тарифно-квалификационными
требованиями и отраслевыми нормативами,
разрабатываемыми специальными органи-
зациями по заказам нефтяных компаний,
предприятий по бурению и согласованными
с органами Госгортехнадзора. Как правило,
вахта состоит из следующих работников:
1. Бурильщик 6-го разряда.
2. Первый помощник бурильщика 5-го
разряда.
3. Второй помощник бурильщика 4-го
разряда (верховой рабочий).
4. Третий помощник бурильщика 4-го
разряда.
5. Буровой рабочий 3-го разряда.
6. Моторист 5-го разряда (дизельный
привод БУ).
7. Моторист 4-го разряда (дизельный
привод БУ).
8. Электрик 4-го разряда (электро-
привод БУ).
С вводом в эксплуатацию новых видов
БУ, оснащенных современным оборудовани-
ем (автоматы СПО, системы верхнего при-
вода, автоматический ключ буровой и т.д.),
состав вахты может изменяться.
Буровую бригаду возглавляет буровой
мастер. На эту должность назначают дипло-
мированного специалиста. Он несет персо-
нальную ответственность за бесперебойное
проведение работ, обеспечение процесса все-
ми необходимыми материалами, соблюде-
ние и выполнение проекта на строительство
скважины, обеспечение безопасных условий
труда и осуществление мер по охране окру-
жающей среды, участвует в работе комиссии
по приемке БУ из монтажа и при сдаче ее в
демонтаж.
Буровой мастер является материально
ответственным лицом. На него возложено
ведение всей оперативной технической до-
кументации и финансовой отчетности (су-
точный рапорт бурового мастера, карта от-
работки долот, табель учета рабочего време-
ни, прием и сдача в соответствующие служ-
бы аппарата управления накладных на полу-
чение материально-технических ресурсов и
лимитно-заборных карт и многое другое).
Вахту возглавляет бурильщик. Он не-
сет персональную ответственность за все ра-
боты, выполняемые в период его смены. Бу-
рильщик - это высокопрофессиональный ра-
бочий, имеющий удостоверение от горно-
технического надзора о сдаче экзамена на
право ведения буровых работ.
В его задачи входит:
- прием оборудования и инструмента от
предшествующей вахты;
- осуществление основных работ по уг-
лублению скважины;
- соблюдение предписанного режимно-
технологической картой и геолого-техничес-
ким нарядом режима бурения;
- осуществление контроля за состоянием
бурового и вспомогательного оборудования;
- руководство работой всех членов вахты.
Во время выполнения СПО и работы
долота на забое бурильщик находится у
пульта управления БУ.
Первый помощник бурильщика при
СПО обслуживает машинный ключ, обеспе-
чивает выполнение основных операций по
свинчиванию, развинчиванию бурильных
труб, перемещению труб в магазин «свечами»
при вертикальной расстановке или на при-
емные мостки и совместно с третьим помощ-
ником бурильщика выполняет операции с
элеватором. Во время бурения в его обязан-
ности входит наблюдение за работой буро-
вых насосов, контроль за параметрами про-
мывочной жидкости и работой очистной сис-
темы, участие в приготовлении и обработке
раствора.
Второй помощник бурильщика во вре-
мя СПО работает наверху (в специально обо-
рудованном на буровой вышке месте, назы-
ваемом балконом верхового рабочего). Он
надевает или снимает элеватор и перемеща-
ет верхний конец свечи. В остальное время
он выполняет задания бурильщика.
Третий помощник бурильщика при
СПО работает возле ротора на машинном
ключе, помогает перемещать нижний конец
свечи. В остальное время следит за чистотой
на буровой, а также выполняет задания бу-
рильщика.
Буровой рабочий используется, как
правило, для выполнения работ, не требую-
щих высокой квалификации (погрузо-раз-
грузочные, ремонтные, уборка территории и
содержание оборудования в чистоте).
В состав буровой бригады входят также
помощник бурового мастера, мотористы
(при применении привода БУ от двигателей
внутреннего сгорания), электрики (при ис-
пользовании электрического привода), лабо-
ранты-коллекторы, слесари по обслужива-
нию БУ, операторы котельных установок, по-
вара и т.д.
Обязанности каждого члена буровой
бригады строго регламентированы отрасле-
выми инструкциями по профессиям, согла-
сованными с надзорными органами.
Работы, выполняемые
буровой бригадой
Во время углубления скважины, если
бурение происходит в нормальных условиях
(без осложнений), бурильщик находится у
пульта управления, осуществляя контроль
технологических параметров режима буре-
ния (нагрузка на долото, количество оборо-
тов ротора, давление промывочной жидкос-
ти в нагнетательной системе и т. д.) и управ-
ляя ими.
Большие нагрузки на всех членов вах-
ты ложатся при выполнении спуско-подъем-
ных операций и спуске обсадных колонн.
Здесь необходимы слаженная работа всех
членов вахты, хорошее знание своих обязан-
ностей, навыки в работе.
СПО выполняют для замены долота
или буровой коронки по причине их износа
или применения инструмента другого типа,
при необходимости проведения геофизичес-
ких исследований в скважине или измене-
ния компоновки низа бурильной колонны, а
также неисправности забойного двигателя.
Перед подъемом бурильной колонны ствол
скважины промывается в течение опреде-
ленного времени (согласно требованиям
ГТН), с целью более полного выноса выбу-
ренного шлама на поверхность.
После окончания промывки буриль-
щик, управляя лебедкой, приподнимает бу-
рильную колонну с таким расчетом, чтобы
над ротором показался нижний переводник
ведущей трубы. В это время помощники бу-
рильщика, работающие на роторе, вынима-
ют из него малые вкладыши (при использо-
вании роликовых вкладышей или верхнего
силового привода эта операция исключается
из процесса) и вставляют в пневматический
клиновой захват клинья, на которых осуще-
ствляется подвеска бурильной колонны. За-
тем развинчивают трубы. Во время развин-
чивания резьбового соединения ведущую
трубу с вертлюгом поддерживают на весу.
Отсоединенную ведущую трубу приподни-
мают и с помощью специального приспособ-
ления (автозатаскивателя), прикрепляемого
к ее нижнему концу, заводят в шурф.
Первый и третий помощники буриль-
щика отсоединяют буровой крюк от вертлю-
га и заводят штропы в проушины элеватора,
ранее надетого на бурильную трубу, высту-
пающую над столом ротора. Начинается
подъем бурильной колонны. Как только она
будет извлечена на длину первой свечи и над
ротором покажется ее нижнее муфтовое со-
единение, бурильщик останавливает лебед-
ку и производит торможение и посадку ко-
лонны в клиновой захват, с учетом располо-
жения резьбового соединения на уровне ра-
бочей части автоматического ключа для по-
следующего отвинчивания свечи. После это-
го свеча приподнимается и устанавливается
на подсвечник. Второй помощник буриль-
щика, работающий наверху, открывает эле-
ватор и заводит верхний конец свечи за па-
лец (специальный патрубок для удержания
свечей в вертикальном положении). Буриль-
щик опускает талевый блок с элеватором,
притормаживая его около муфты очередной
трубы. Первый и третий помощники буриль-
щика надевают элеватор на нее, и процесс
подъема очередной свечи повторяется. Сле-
дует отметить, что при подъеме инструмен-
та из скважины на него надевают специаль-
ное прорезиненное устройство для очистки
труб от бурового раствора, которое крепится
к пневмоклиновому захвату.
Во время подъема бурильной колонны
уровень промывочной жидкости в скважине
понижается вследствие уменьшения объема
вытеснения ее бурильной колонной, в
результате чего снижается противодавление
на пласты и стенки скважины, что может
привести к осложнениям. Для недопущения
этого используется специальная емкость с
фиксированным объемом, из которой осу-
ществляется постоянный долив промывоч-
ной жидкости в скважину с контролируемым
расходом.
При спуске бурильного инструмента
операции выполняются в обратной последо-
вательности, с добавлением лишь элемента
смазывания резьбовых соединений специ-
альной смазкой.
В процессе углубления скважины вре-
мя от времени необходимо дополнять труба-
ми бурильную колонну, эта операция назы-
вается наращиванием.
Оно выполняется после того, как будет
пробурен интервал, равный длине ведущей
трубы. Суть этого действия заключается в
следующем. Поднимается на длину ведущей
трубы бурильная колонна, отсоединяется и
устанавливается в шурф ведущая труба, с
мостков подается в буровую (при помощи
вспомогательной лебедки или консольно-по-
воротного крана) заранее подготовленная и
замеренная труба. Затем на трубу надевает-
ся элеватор, она выводится на ось скважины
и производится ее свинчивание с бурильной
колонной и спуск в скважину. После этого к
колонне присоединяется ведущая труба и
процесс бурения продолжается.
Особенно трудоемким и ответствен-
ным является процесс спуска в скважину об-
садных колонн. Он осуществляется по спе-
циальному плану проведения работ, подго-
тавливаемому отделами аппарата управле-
ния и утверждается главным инженером бу-
рового предприятия.
Спускают обсадную колонну под руко-
водством ответственного ИТР и геолога после
получения разрешения на спуск геологичес-
кой службы и проверки буровой вышки (с со-
ставлением соответствующего акта) предста-
вителями службы главного механика. Буро-
вой персонал тщательно готовится к этим ра-
ботам, чтобы выполнить их четко, без задер-
жек и простоев. Спуск обсадных труб осуще-
ствляется на элеваторах или спайдерах, со-
ответствующих весу обсадной колонны.
В данном разделе приведены лишь не-
которые, особенно трудоемкие, процессы
цикла строительства скважины. Надо отме-
тить, что бурение имеет по своему характеру
немало особенностей: отличается высокой
интенсивностью и повышенной травмоопас-
ностью. Поэтому практически любая опера-
ция или действия членов буровой бригады
при строительстве скважины регламентиро-
ваны соответствующими инструкциями и
положениями.
ЛИТЕРАТУРА
1. Аваков В.А. Расчеты бурового обору-
дования. - М.: Недра, 1981. - 269 с.: ил.
2. Алексеевский Г.В. Буровые установки
Уралмашзавода.- 3-е изд., перераб. и доп. -
М.:Недра, 1981, -528 с.
3. Архангельский В.Л., Авакян И.Е. Бу-
халенко Е.И. и др. Каталог нефтяного обору-
дования, средств автоматизации, приборов
и спецматериалов. Том I. - М.: ВНИИОЭНГ. -
1993.-303 с.
4. Архангельский В.Л., Авакян И.Е. Бу-
халенко Е.И. и др. Каталог нефтяного обору-
дования, средств автоматизации, приборов
и спецматериалов. Том II- М.: ВНИИОЭНГ. -
1994.-209 с.
5. Баграмов Р.А. Буровые машины и
комплексы: Учебник для вузов. - М.: Недра,
1988. - 501 с.: ил.
6. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Спра-
вочник инженера по бурению. Кн. 2. -2-е
изд. перераб. и доп. - М.: Недра, 1995-1997.
7. Буровое оборудование: Справочник:
В 2-х т. - М.: Недра 2000. -Т. 1 - 269 с.
8. Воевода А.Н., Карапетян К.В., Коло-
мацкий В.Н. Монтаж оборудования при кус-
товом бурении скважин. - М. : Недра, 1987.-
207 с.
9. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Ники-
тин Б.А. Инженерные расчеты при бурении
глубоких скважин: Справочное посо-
бие/Под. общ. ред. А.Г.Калинина-М.: Недра,
2000.- 489 с.: ил.
10. Ильский А.Л., Миронов Ю.В., Черно-
быльский А.Г. Расчет и конструирование бу-
рового оборудования: Учебное пособие для
вузов. -М.: Недра, 1985- 452 с.
11. Калинин А.Г. Технология бурения
разведочных скважин на нефть и газ: Учеб-
ник для вузов. - М.: Недра, 1998. - 440 с.
12. Калинин А.Г., Левицкий А.3., Ники-
тин Б.А. Технология бурения разведочных
скважин на нефть и газ. - М.: Недра, 1988.
13. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер
А.Г, Соловьев Н.В. Практическое руководство
по технологии бурения скважин на жидкие и
газообразные полезные ископаемые: Спра-
вочное пособие / Под ред.А.Г.Калинина - М.:
ООО «Недра-Бизнес-центр», 2001.-450 с. сил.
14. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солод-
кийК.М., Султанов Б.З. Бурение наклонных
и горизонтальных скважин. - М.: Недра,
1997.-647 с.
15. Кирсанов А.Н., Зиненко В.П., Кар-
дыш В.Г. Буровые машины и механизмы. -
М.: Недра, 1981. - 448 с.
16. Колчерин В.Г, Колесников И.В., Ко-
пылов В.С., Баренбойм Ю.Л. Новое поколе-
ние буровых установок Волгоградского заво-
да в Западной Сибири. — Сургут: ГУП ХМАО
«Сургутская типография», 2000. - 320 с.
17. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В.
Геолого-технологические исследования в
процессе бурения.- М.: Нефть и газ, 1997. -
688 с.
18. Пешалов Ю.А. Бурение нефтяных и
газовьгх скважин: Учебник для нефтяных
техникумов. - М.: Недра, 1980. - 334 с.
19. Поляков Г.Д. Проектирование, рас-
чет и эксплуатация буровых установок. - М.:
Недра, 1983.-318 с.
20. Рабиа X. Технология бурения неф-
тяных скважин / Пер. с англ. В.Г.Григулецко-
го - М.: Недра, 1989. -412 с.
21. Северинчик Н.А. Машины и обору-
дование для бурения скважин. - М.: Недра,
1986.-367 с.
22. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение
нефтяных и газовых скважин: Учебник для
вузов. - М.: Недра, 1974. - 454 с.
23. Справочник инженера по бурению
/Под ред. В. И.Мищевича, И. А.Сидорова
-М.: Недра, 1973. Т. 1. - 520 с.
24. Технология бурения нефтяных и га-
зовых скважин: Учебник для студентов ву-
зов/ Под ред. А.И.Спивака -М.: Недра, 1969.