Основы Горного Производства. Калиниченко О. И., Зыбинский П. В., Хохуля А. В. Основы горного производства
 Скачать 18.24 Mb.
|
|
3.2.1. Способы бурения скважин на нефть и газ Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. Породы на забое скважины разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Разрушенная порода удаляется из скважины закачиваемым в колонну труб и выходящим через заколонное пространство буровым раствором, пеной или газом. По характеру разруше- ния горных пород на забое имеет место сплошное и колонковое бурение. 191 По способу передачи крутящего момента долоту различают роторное бурение и бурение забойными двигателями. Роторный способ наиболее распространен и составляет более 80% выполняемых объемов буровых работ. При этом способе долото вращается вместе со всей колонной бурильных труб. Крутящий момент на колонну пе- редается через ведущую трубу, располагающуюся внутри вращающегося стола ротора. Нагрузка на долото создается частью веса бурильных труб. При бурении забойными двигателями (турбобурами, электробурами, винтовыми двигателями), которые устанавливаются непосредственно над долотом, бурильная колонна в формировании крутящего момента на долото не участвует, и ограничена функциями элемента для создания осевой на- грузки и подачи жидкости на забой скважины. Принцип работы забойных двигателей основан на преобразовании гидравлической энергии потока про- мывочной жидкости (в элементах турбобура и винтового двигателя) или электрической энергии (в элементах электробура) в механическую энергию вращения вала и соединенного с ним долота. Бурение электробуром. Электробур структурно состоит из трех эле- ментов: электродвигателя перемен- ного тока, защищенного от проник- новения жидкости; понижающего редуктора; и шпинделя (рис. 3.8, а). Энергия к нему подается с поверх- ности по кабелю, расположенному внутри колонны бурильных труб. Электробур присоединяют к ниж- нему концу бурильной колонны, а долото крепится к вращающемуся валу шпинделя, который является промежуточным узлом для передачи крутящего момента и нагрузки от вала двигателя на долото. Бурение винтовыми (объем- ными) двигателями. Винтовой дви- гатель (рис. 3.8, б) включает винто- вой механизм, шарнирный вал и шпиндель, и представляет собой разновидность забойной гидравли- ческой машины, в которой энергия потока промывочной жидкости пре- образуется в энергию вращательно- го движения вала винтового механизма. Корпус механизма является непод- вижным и при помощи переводника соединяется с колонной бурильных труб. Вращающий момент от вала винтового механизма посредством шар- Рис. 3.8. Структурные составляющие и размещение забойных двигателей в со- ставе бурильной колонны 192 нирного соединения (карданного вала) передается на вал шпинделя, на ко- тором закрепляется долото. Турбинное бурение. Турбобур (рис. 3.8, в) представляет собой гид- равлическую турбину, приводимую во вращение энергией потока промы- вочной жидкости. В корпусе турбобура закреплены неподвижные турбин- ные колеса, лопасти которых обеспечивают направленное движение потока на лопатки вращающихся (рабочих) турбинных колес, жестко установлен- ных на валу турбины. При этом величина крутящего момента на валу пред- ставляет собой сумму моментов формирующихся на каждом рабочем коле- се, количество которых в турбине достигает 100 шт и более. Шпиндель турбобура кроме обычных функций (передача крутящего момента и нагруз- ки на долото), выполняет роль уплотнительного узла, способствуя созданию необходимого перепада давления на лопатках гидротурбин. 3.2.2. Буровые установки. Оборудование и инструмент для буре- ния скважин Бурение скважин осуществляется буровой установкой, представляющей собой комплекс наземного оборудования, необходимого для выполнения операций по проводке скважины (рис. 3.9 – 3.10). Рис. 3.9. Внешний вид современных установок для бурения скважин на нефть и газ 193 Связующим звеном между долотом, находящимся на забое скважины, и бу- ровым оборудованием, расположенным на поверхности является бурильная колон- на (рис. 3.10). В общем случае, назем- ный комплект буровой уста- новки включает: буровую вышку; оборудование для вы- полнения спускоподъемных операций; вертлюг; ротор;бу- ровые насосы; силовой при- вод; ключи для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию бурильных и обсадных труб; циркуляцион- ную систему бурового рас- твора. Буровая вышка – это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурово- го инструмента, бурильных и осадных труб, размещения бурильных свечей после подъема их из скважины; за- щиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков. Основными парамет- рами вышки являются грузо- подъемность, высота, емкость «магазинов» для размещения свечей бурильных труб (со- единенные между собой две- три бурильные трубы), разме- ры нижнего и верхнего осно- ваний, длина свечи, масса. Грузоподъемность вышки – предельно допусти- мая вертикальная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки сква- жины. Высота вышки опреде- ляет длину свечи, которую Рис. 3.10. Принципиальная схема установки для бурения скважин 194 можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжитель- ность спускоподъемных операций. С ростом глубины бурения высота и гру- зоподъемность вышек увеличивается. Так, для бурения скважин на глубину 300…500 м используются вышки высотой 16…18 м; на глубину 2000…3000 м – высотой 42 м; и на глубину 4000…6500 м – высотой 53 м. Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия рабо- ты буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, буриль- ного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Общая масса буровых вышек составляет несколько десятков тонн. Оборудование для выполнения спускоподъемных операций включает талевую систему и лебедку. Талевая система является полиспастом (системой блоков), который в буровой установке предназначен, в основном, для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного ин- струмента, обсадных и бурильных труб. Талевая система состоит из кронблока, талевого блока и бурового крюка (или крюкоблока, представляющего собой совмещенную конструк- цию талевого блока и бурового крюка). Талевый блок перемещается вверх и вниз по вышке во время свинчи- вания и развинчивания труб. Кронблок — это неподвижный блок, находящийся в верхней части вышки. Каждый блок имеет ряд шкивов, через которые проходит талевый ка- нат, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно под подвышечным основанием к специальному механизму кре- пления (мертвый конец). Буровая лебедка является одним из основных узлов подъемной части буровой установки. В комплекте с талевой системой лебедка предназначена для выполнения следующих операций: спуска и подъема бурильных и об- садных труб; удержания на весу бурильного инструмента; производства вспомогательных работ по свинчиванию и развинчиванию бурильных и об- садных труб; подтаскиванию различных грузов, подъема оборудования в процессе монтажа установок и т.п. При бурении бурильная колонна подвешивается на крюке с помощью вертлюга. Вертлюг (рис. 3.11) устанавливают над ведущей трубой. Его основ- ная функция — исключить передачу вращательного движения от ведущей трубы или бурильной колонны к талевому канату. Это осуществляется вра- щением нижней части вертлюга на мощных роликовых подшипниках. По- скольку вертлюг должен выдержать вес всей бурильной колонны, он дол- жен быть очень прочным и иметь те же номинальные характеристики, что и талевый блок.Корпус 4 вертлюга подвешивается на буровом крюке (или 195 крюкоблоке) с помощью штропа 6. В центре корпуса проходит напорная труба 7, переходящая в ствол 9, соединенный с бурильными трубами. Напорная труба и ствол жестко не связаны. Вращающийся ствол 9 опирается на опорный роликовый подшипник 1, воспринимающий на- грузку бурильной колонны. Кроме ос- новного опорного подшипника, на верхней поверхности опорной части вращающегося ствола имеется опор- ный шариковый подшипник 3, вос- принимающий нагрузку на ствол, на- правленную вверх. Помимо двух опорных, в системе предусмотрены два радиальных подшипника 2, цен- трирующих ствол относительно кор- пуса 4. Для уплотнения зазоров между вращающимися и неподвижными де- талями в вертлюге имеются сальники, один из которых (5) является основ- ным, уплотняющим зазор между шту- цером напорной трубы 7 и вращаю- щимся стволом 9. Вследствие тяжелых условий работы основной подшипник работает в масляной ванне. Для соединения с бурильной колонной на нижний конец ствола вертлюга навинчивается переводник с левой резьбой. Подача промывочной жидкости от неподвижной нагнета- тельной линии к вертлюгу и далее к вращающимся бурильным трубам осуществляется при помощи гибкого резинового шланга (рукава). Напорный рукав (шланг) состоит из внутреннего и наружного резино- вых слоев. Между слоями размещаются чередующиеся слои прорезиненной ткани, капроновые или металлические корды (плетенки). В настоящее время применяют буровые шланги, рассчитанные на давление 32, 25, 20, 16 и 10 МПа. Буровые шланги выпускаются длиной от 10 до 18 м с условными внутренними диаметрами 63, 80 и 100 мм. Ротор(рис. 3.12) – это редуктор, передающий вращательное движе- ние вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального Рис. 3.11. Принципиальная схема вертлюга-сальника 196 вала трансмиссии. Ро- торы всех типов уста- навливают строго по центру скважины. Ротор имеет стальную станину 1, во внутренней полости ко- торой на двух радиаль- но-упорных подшипни- ках 3 и 12 установлен стол 2 с зубчатым вен- цом 6. На наружном конце вала 8 располо- жено приводное колесо 10 (присоединительный фланец), а на внутреннем конце коническая шестерня 7, находящаяся в постоянном зацеплении с зуб- чатым венцом 6. На средней части вала для стопорения стола ротора в за- данном положении имеется храповое колесо 9. Вкладыш ротора 4 состоит из двух половин. Для предохранения вкладыша ротора от произвольного вертикального перемещения вверх ротор имеет специальные стопоры. Вкладыши 5 являются зажимами для ведущей трубы. Станина ротора вос- принимает и передает на основание все нагрузки, возникающие в процессе бурения и при спускоподъемных операциях. Внутренняя полость станины представляет собой масляную ванну. Число оборотов ротора изменяют при помощи передаточных меха- низмов лебедки или же путем замены приводных колес. Чтобы не связывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев применяют индивидуаль- ный, т.е. не связанный с лебедкой, привод. Буровые насосы служат для нагнетания большого количества буро- вого раствора (20— 50 л/с) по бурильным трубам в скважину и обратно на поверхность. При глубоком бурении применяются в основном двухцилинд- ровые поршневые насосы двойного действия (рис. 3.13). Используются так- же и трехцилиндровые плунжерные насосы одинарного действия, которые при одной и той же гидравлической мощности имеют меньшую массу, чем поршневые (рис. 3.14). Насосы состоят из двух основных частей – приводной и гидравличе- ской, соединенных между собой в единую конструкцию, смонтированную на раме 18. Приводная часть включает в себя эксцентриковый вал (коленча- тый вал) 10, который через шкив 6, трансмиссионный вал 7 и зубчатую пе- редачу 8 получает движение от двигателя и передает через кривошип 9 ша- тунам 19. Каждый шатун своей головкой соединен с ползуном (крейцкоп- фом) 5, размещенным между накладками станины. К ползуну прикреплен Рис. 3.12. Принципиальная схема ротора 197 шток 4. Гидравлическая часть состоит из гид- равлического блока, всасывающего 12 и на- гнетательного 11 кол- лекторов и компенсато- ра 14, например, сфе- рического. Гидравлический блок включает в себя цилиндры 3, поршни (штоки) 2, всасываю- щие 13 и нагнетатель- ные клапаны 1. От двигателя вращение передается через приводной шкив 6 на вход- ной вал 7. Через пару зубчатых колес 8 на входном валу вращение передает- ся на коленчатый вал 10. При вращении вала 10 вращается кривошип 9, ко- торый приводит в движение шатун 19, последний придает возвратно- поступательное перемещение ползуну 5. С ползуном через шток 4 соединен плунжер 2 (или поршень 2, см. рис. 3.13). Гидравлический блок плунжерных насосов (рис. 3.14) имеет три плунжера, три всасывающих клапана 13 и три нагнетательных 1. Работа та- кого насоса, относящегося к механизмам простого действия, заключается в следующем. При ходе плунжера вправо в камере клапанов создается разре- жение, поэтому нагнетательный клапан 1 закрывается, а всасывающий кла- пан 13 открывается, и жидкость под действием атмосферного давления по всасывающему коллектору 12 поступает через всасывающий клапан 13 в камеру насоса. Плунжер 2, дойдя до крайнего правого положения, начинает двигаться влево. При этом ходе плунжера создается «сжатие» жидкости, всасываю- щий клапан 13 закры- вается, а нагнетатель- ный 1 открывается и пропускает жидкость через нагнетательный коллектор 11 в напор- ный трубопровод, по которому жидкость че- рез вертлюг-сальник и бурильную колонну по- Рис. 3.13. Принципиальная схема поршневого насоса Рис. 3.14. Принципиальная схема плунжерного бурового насоса 198 дается в скважину. Подача рассмотренного плунжерного насоса за один оборот криво- шипного вала определяется рабочим объемом цилиндра FS Q 1 Поскольку кривошипный вал насоса делает n об/мин, то, с учетом потерь, которые вызываются некоторым запаздыванием открывания и за- крывания клапанов, неплотностью пригонки поршня, клапанов, наличием воздуха - фактическая подача насоса Q равна 60 m n S F Q , м 3 /с, где F – площадь поперечного сечения плунжера, м 2 ; S - ход плунже- ра, м; m - количество цилиндров (плунжеров 3); n - число двойных ходов плунжера; - коэффициент подачи Гидравлический блок поршневых насосов, относящихся к установкам двойного действия, как правило, имеет два цилиндра 3 с поршнями 2. Каж- дый цилиндр имеет два всасывающих клапана 13 и два нагнетательных 1 (рис. 3.13). В отличие от выше рассмотренного плунжерного насоса, у поршнево- го насоса двойного действия всасывание и нагнетание совершается при ка- ждом рабочем ходе. В процессе хода поршня слева направо жидкость по- ступает в левую рабочую полость цилиндра 3 и выталкивается поршнем из правой рабочей полости цилиндра через правый клапан 1 в коллектор 11, и далее в напорный трубопровод объеме S f F Q ) ( 1 , где f – площадь сечения штока, м 2; F - площадь сечения цилиндров; S - длина хода поршня. При перемещении поршня 2 справа налево жидкость поступает в пра- вую рабочую полость цилиндра 3 и одновременно через левый клапан 1 вы- талкивается из левой рабочей полости в объеме FS Q 1 Таким образом, за один оборот вала из цилиндра насоса в напорный трубопровод поступает жидкость в объеме S f F FS Q ) ( 1 Фактическая подача насоса Q при числе цилиндров m , равна 60 ) 2 ( S n f F m Q , Для снижения колебаний давления на выходе из насоса, вызванных неравномерностью подачи промывочной жидкости предназначены компен- саторы. Сферический пневматический компенсатор состоит из корпуса 14, разделенного на две полости резиновой диафрагмой 16, армированной ме- таллическим сердечником 17. Верхняя полость внутри диафрагмы заполня- ется воздухом или азотом при определенном начальном давлении (в преде- лах 0,3…0,6 от рабочего давления). На крышке компенсатора установлено 199 вентильное устройство с манометром 15. Во время работы насоса жидкость при давлении выше начального давления газа в полости компенсатора, про- ходя через отверстие нагнетательного коллектора, поднимает диафрагму и сжимает газ до тех пор, пока давление газа не станет равным давлению пе- рекачиваемой насосом жидкости. В те периоды, когда мгновенная подача жидкости превышает сред- нюю подачу, жидкость поступает в компенсатор, дополнительно сжимая газ, а когда подача меньше средней – недостаток подачи возмещается за счет увеличения объема газа компенсатора. Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой уста- новки, снабжая энергией лебедку, буровые насосы и ротор. Причем, сило- вым приводом ротора чаще всего является привод буровой лебедки. Привод установки может быть автономным, не зависящим от систе- мы энергоснабжения (например, дизельный или дизель-электрический) и неавтономный с питанием от промышленных электросетей (электрический). Силовой привод может быть индивидуальным и групповым. Индиви- дуальный привод приводит в действие один исполнительный механизм (на- пример, насос), групповой – два и более исполнительных механизма. Электрический привод от электродвигателей переменного и постоян- ного тока отличается простотой в монтаже и эксплуатации, высокой надеж- ностью и экономичностью, но применим только в электрифицированных районах. Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электро- энергией необходимой мощности. Преимуществами двигателей внутренне- го сгорания (ДВС) при использовании в качестве привода являются высо- кий КПД, небольшие расходы топлива, воды и масла. Основной недостаток ДВС - отсутствие реверса, поэтому необходимо специальное устройство для получения обратного хода. Дизель-электрический привод состоит из приводного электродвига- теля, связанного с исполнительным механизмом, генератора, питающего этот электродвигатель, и дизеля, приводящего во вращение вал генератора. Обобщенная схема расположения основного оборудования и с при- водом от двигателей внутреннего сгорания приведена на рис. 3.15. Дизели ДВС №2, №3 и №4 (групповой привод) предназначены для привода лебедки и одного насоса №2. Дизель №1 служит приводом насоса №1 (индивидуальный привод). Дизели в групповом приводе соединяются при помощи клиноременной трансмиссии. Лебедка состоит из двух частей: собственно лебедки и коробки пере- дач, соединенной при помощи двух карданных валов. Привод ротора осуществляется от лебедки. Передача вращения на ва- лы коробки передач, лебедки, ротора и буровых насосов осуществляется че- рез шинно-пневматические муфты (ШПМ), включение и выключение кото- 200 рых обеспечивается дистанционно сжатым воздухом, подающимся в пнев- матическую систему буровой установки от компрессорной станции. Суммарная мощность силового привода буровых установок составля- ет от 1000 до 4500 кВт. В процессе бурения она распределяется на привод буровых насосов и ротора. При проведении спускоподъемных операций ос- новная энергия потребляется лебедкой, а остальная часть расходуется в ос- новном компрессорами, вырабатывающими сжатый воздух, используемый в качестве источника энергии ШПМ, машинных буровых ключей, служащих для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб и др. Оборудование для спуско-подъемных операций. Для производства спускоподъемных операцийпредусматривается определенный набор обору- дования, применяющегося как для захвата и удержание на весу бурильной колонны в процессе ее спуска или подъема, так и для свинчивания и раз- винчивания труб. Для захвата и удержания на весу колонны бурильных (обсадных) труб служат элеваторы, которые с помощью штропов подвешивается на крюке (рис. 3.16). Элеваторы отличаются размерами, грузоподъемностью и конструк- тивным исполнением. Широкое распространение имеют элеваторы серии Рис. 3.15. Обобщенная схема расположения силового привода оборудования буровой установки 201 КМ (с цилиндрическим плоским захватом) и серий DDZ и CDZ (с конусным захватом труб) (рис. 3.17). а) б) Рис. 3.16. Схема захвата и удержания на весу колонны бурильных (обсадных) труб с помощью элеватора: 1 – крюк; 2 - штропы; 3 – замок бу- рильной колонны; 4 – элеватор; 5 - бу- рильная труба Рис. 3.17. Внешний вид элеваторов: а) – КМ; б) - СDZ В процессе спускоподъемных операций подвеска и удержание бу- рильной колонны в роторном столе обеспечивается с помощью клиньев, ко- торые вручную устанавливаются во вкладыш ротора. Клинья имеют кониче- скую расточку, что обеспечивает надежное прижатие их к поверхности бу- рильной колонны. Среди современных моделей клиньев можно выделить ручные клино- вые захваты типа DCS (рис. 3.18), которые могут работать в диапазоне от 76 до 355 мм, а также CMS-XL для работы с обсадными трубами, внешний диаметр которых попадает в диапазон от 168 до 762 мм (рис. 3.19). Рис. 3.18. Ручные клиновые захваты типа DCS Рис. 3.19. Ручные клиновые захваты для обсадных труб типа CMS-XL 202 Для механизированного захвата и освобождения бурильных и обсад- ных труб применяются автоматические клиновые захваты типа ПКР (на- пример, ПКР-560). Клиновой захват монтируется в роторе и имеет четыре клина (рис. 3.20-3.21). Рис. 3.20. Схема пневматиче- ского клинового захвата Рис. 3.21. Пневматические клинья ПКР-560, встроенные в ротор Корпус ПКР-560 (4) устанавливается в роторе 6 вместо роторных вкладышей и имеет четыре вертикальных паза для направления штоков 5, связанных в нижней части с кольцом-тягой (рис. 3.20). Перемещение тяги вверх и вниз обеспечивается пневмоцилиндрами, управление которыми вы- несено на пульт бурильщика. Во внутреннее отверстие корпуса устанавли- ваются клинья 3. Клинья при помощи держателей 1 шарнирно прикреплены к кольцу-тяге. Конусная поверхность клиньев выполнена в виде плоскости. Клинья снабжены плашками 2 с зубчатой насечкой, обеспечивающей на- дежный захват бурильных и обсадных труб. Для захвата бурильных и обсадных труб с наружными диаметрами 50…178 мм и удержания их на весу в устье нефтяных скважин в процессе спускоподъемных операций при ремонте и бурении скважин используются спайдеры типа СПГ (рис. 3.22). Для удержания на весу колонны обсадных труб диаметром 194-450 мм применяются спайдеры типа СОТШ или САГ-2. В состав спайдеров типа СПГ входят следующие основные узлы: 1 - корпус с блоком клиньев 2; 3 – дверца; 4 - цилиндр (гидравлический или пневматический); 5 - система рычагов с защелкой. Спайдеры типа СОТШ состоят из стального литого корпуса с отвер- стием в центре для пропуска труб. В корпус спайдера установлен комплект из четырех плашек. Плашки связаны с кольцом при помощи пальцев. Вра- щая кольцо на некоторый угол в одну, или в другую сторону, можно под- нимать или опускать плашки и тем самым захватывать трубы плашками или освобождать их от контакта с трубами. Вращение кольца с плашками обес- печивается рычагом, установленным в радиальное отверстие кольца. Каж- дый комплект плашек приспособлен для захвата только одного диаметра, а 203 корпус спайдера в зависимости от размера конусного отверстия допускает установку комплектов плашек для труб двух-трех размеров. Для механизации работ по свинчиванию и развинчиванию бурильных и обсадных труб в процессе спускоподъемных операций используются ав- томатические буровые ключи типа АКБ и подвесные ключи типа ГКШ и др. Как правило, ключами АКБ производится свинчивание труб, а последую- щее докрепление их резьбовых соединений выполняется с помощью ма- шинных ключей типа КМБ и ПБК. Стационарный автоматический буровой ключ АКБ - 3М или его мо- дификация АКБ-3М2 (рис. 3.23) устанавливается между лебедкой и ротором на специальном фундаменте. Ключ состоит из трех основных элементов: блока ключа (6, 9), каретки 2 с пневмоцилиндрами 4, закрепленной на стой- ке 5, и пульта управления 3. Механизмы ключа работают при помощи пнев- модвигателя 8 и пневмоцилиндров 4 от сети сжатого воздуха. Блок ключа – основной механизм, выполняющий операции свинчива- ния и развинчивания труб. В передней части блока ключа имеются два тру- бозажимных устройства – верхнее 9 и нижнее 6. Верхнее предназначено для захвата и вращения трубы, нижнее для захвата колонны труб и удержания её от проворота. По направляющим полозьям блок ключа перемещается вдоль каретки под действием двух пневматических цилиндров 4, обеспечи- вая подвод трубозажимного устройства к бурильной трубе и отвод от неё. Вращение трубозажимного устройства блока ключа осуществляется от пневмодвигателя 8 через редуктор 7. Каретка свободно вращается в верхней части колонны, и её положе- ние при работе фиксируется. Каретка с блоком ключа может перемещаться вдоль колонны по высоте. Нижней частью ключ жестко крепится к основа- Рис. 3.22. Внешний вид спайдеров типа СПГ 204 нию буровой. Управление работой ключа обеспечивается дистанционно с пульта 3. Рис. 3.23. Схема размещения и основные элементов бурового ключа АКБ-3М: 1 – блок ключа; 2 – каретка; 3 – пульт управления; 4 - пневмоцилиндры; 5 - стой- ка; 6, 9 – устройства блока ключа; 7 - ре- дуктор; 8 - двигатель Рис. 3.24. Внешний вид автома- тического бурового ключа АКБ-4 (АКБ-3М2) На базе ключа АКБ-3М2 разработан ключ буровой автоматический АКБ-4 (рис.3.24), снабженный двухскоростной коробкой передач, которая, по сравнению с АКБ-3М обеспечивает более высокий крутящий момент (70 кНм против 30 кНм), что позволяет обходиться без применения машинных ключей для докрепления или раскрепления труб. Крутящий момент прикла- дывается к свинчиваемому соединению без ударов, что значительно снижа- ет износ бурильных труб и зажимных элементов самого ключа. На ключе установлен ограничитель крутящего момента, что позволяет свинчивать со- единения с заранее заданным моментом, по достижении которого пневмо- мотор отключается. Ключ АКБ-3М2.Э2 в отличие от АКБ-4 имеет двухскоростной элек- тропривод. Ключ снабжен также системой обогрева (в зимний период) Для докрепления и раскрепления резьбовых соединений труб наибо- лее часто применяются машинные ключи типа КМБ (рис. 3.25 и 3.26) с диа- пазоном захвата труб диаметром от 60 до 451мм. Операция докрепления и первичного раскрепления резьбовых соединений бурильных и обсадных ко- лонн, осуществляется двумя машинными ключами; при этом один ключ (за- держивающий) – неподвижный, а второй (завинчивающий) – подвижный. Ключи подвешиваются в горизонтальном положении. Для этого в верхней 205 части вышек (у палатей) на специальных пальцах укрепляют ролики и через них перекидывают стальной канат. Один конец этого каната прикрепляется к подвеске ключа, а другой – к противовесу, уравновешивающему ключ, и облегчающему перемещение ключа вверх или вниз. Рис. 3.25. Внешний вид ключа машинного бурового КМБ-М Рис. 3.26. Внешний вид ключа машинного бурового КМБ 60-451. Автоматические подвесные гидравлические ключи типа ГКШ, предназначены для свинчивания и развинчивания обсадных труб с на- ружными диаметрами 114 – 324 мм (рис. 3.28) и бурильных труб с на- ружными диаметрами от 50 мм до 141 мм (рис. 3.29). Гидравлический ключ ГКШ подвешивается на вышке или мачте на канате (рис. 3.27). Принцип работы ключей, представленных на рис. 3.28 и 3.29 и заключается в следующем. Энергия потока жидкости, направленная че- рез гидрораспределитель 3, преоб- разуется гидромотором 2 во враща- тельное движение вала. Рабочая зо- на вращения ротора ограждена за- слонкой 8. Рис. 3.27. Схема монтажа гидроключа ГКШ 206 Вал гидромотора через зубчатый редуктор 1 и коробку передач 4 приводит в движение ротор ключа в сборе с челюстями 7. Происходит ав- томатический захват трубы. Цилиндры подвески 10, установленные на оси подвески 5, жестко связанной с рамой 5 компенсируют вес ключа при свин- чивании или развинчивании трубы, тем самым, снижается осевую нагрузку на трубу и элементы ключа. В состав гидрораспределителя входит клапан давления 11, позво- ляющий регулировать давление в линии нагнетания и получать необходи- мые моменты свинчива- ния труб. Контроль дав- ления нагнетания жидко- сти осуществляется по манометру. В ГКШ для обсад- ных труб (рис. 3.28) уси- лие предварительного поджатия главной под- вижной челюсти опреде- ляется постоянным маг- нитом, установленным на эту челюсть. При работе ГКШ с обсадными труба- ми компенсация реактив- ного момента на ключе обеспечивается с помо- щью задерживающего ка- ната. В ГКШ для работы с бурильными трубами (рис. 3.29, а), управление гидромотором обеспечи- вается рукоятками «а» и «б». Рычаг «б» позволяет управлять секцией гидромотора с меньшим объе- мом (повышенная частота вращения при меньшем крутящем момента), а рычаг «а» – секцией гидромотора с большим объемом (пониженная частота вращения при большем крутящем момента). При одновременном отклоне- нии рычагов управления в одну и ту же сторону крутящий момент на роторе гидроключа максимальный. Гидроключи ГКШ для бурильных труб комплектуются стопорным устройством, предназначенным для компенсации реактивного момента на ключе и предотвращения возможного вращения колонны бурильных труб в скважине при их свинчивании и развинчивании (рис. 3.29, б, в). Рис. 3.28. Ключ ГКШ для свинчивания (развинчивания) обсадных труб 207 а) б) в) Рис. 3.29. Ключ ГКШ для свинчивания (развинчивания) бурильных труб: а – внешний вид ГКШ (1- редуктор; 2 – гидромотор; 3 - гидрораспределитель; 4 – коробка передач; 5 – рама; 6 – ось; 7 – «челюсти»; 8 – заслонка; 9 – ротор; 10 – цилиндры подвески; 11 – клапан); б – стопорное устройство; в – схема монтажа стопорного устройства (1 – стопорное устройство в сборе; 2 – кре- пление для стопорного устройства; 3 – цилиндр подвески) В последнее время, как в отечественной практике, так и за рубежом, осо- бенно при бурении на море, используются буровые установки с силовым вертлюгом в виде верхнего подвижного вращателя (рис. 3.30). Система верх- него привода является относительно новым типом механизмов буровых ус- тановок, при этом силовой вертлюг обеспечивает производство целого ряда технологических операций, выполняя функции крюка, вертлюга и ротора, а также механических и машинных ключей. 208 При его пользовании не нужна бурильная ведущая труба, а также на- много облегчается труд помощника бурильщика, поскольку подвижный вращатель (в функции элеватора) механически подается в необходимую позицию. Привод силовых вертлюгов обеспечивается от электродвигателей по- стоянного и переменного тока, а также гидравлического двигателя. Основ- ными элементами системы верхнего привода являются: направляющие рель- сы; блок двигателя с трансмиссией (как правило, двух-, трехскоростной) и Рис. 3.30. Внешний вид установки G-75 с силовым вертлюгом 209 стволом для присоединения бурового шланга; блок трубодержателя и элева- тор для бурильных труб. В общем случае, система верхнего привода обеспечивает: вращение бурильной колонны при бурении, проработке и расширении ствола скважи- ны методом «сверху-вниз» и «снизу-вверх»; свинчивание, закрепление, рас- крепление и развинчивание бурильной колонны; проведение спускоподъем- ных операций; проведение операций по спуску обсадных труб; наращива- ние бурильной колонны свечами и одиночными трубами; промывку сква- жины. На рис. 3.31 показан общий вид канадской буровой установки TT SENSA с силовым вертлюгом. Технико-технические данные установок такого типа можно рассмат- ривать как наиболее продуктивные для условий бурения скважин в уголь- ных регионах Украины. Кроме мобильности, компактности, большой грузо- подъемности, возможности развертывания на месте бурения в течение не- скольких часов такая установка имеет ряд технических достоинств, таких как: отсутствие растяжек устойчивости буровой вышки; наличие реечного Рис. 3.31. Общий вид буровой установки TT SENSA 210 механизма для спуско- подъемных операций (рис. 3.32), что позволяет быстро (2-3 мин.) наращивать или заменять бурильные трубы; обеспечение вращения бу- рового инструмента с по- мощью вертлюга – подвиж- ного вращателя, заменяю- щего ротор на нулевой площадке, упрощающего конструкцию и обслужива- ние процесса бурения. Для выполнения операций свинчивания-развинчивания бурильных труб использу- ется гидравлический ключ «NNS SENSA» (рис. 3.33). Рис. 3.32. Реечный механизм установки TT SENSA Рис. 3.33. Гидравлический ключ буровой установки TT SENSA 211 Бурильная колонна. Бурильная колонна связывает поверхностное обо- рудование с породоразрушающим инст- рументом и представляет собой много- звенную систему инструментов между вертлюгом на поверхности и долотом на забое скважины. Бурильная колонна служит сред- ством передачи вращательного движе- ния от ротора к долоту; создания на- грузки на долото; подвода бурового рас- твора к турбобуру (при турбинной буре- нии), к винтовому двигателю (при буре- нии винтовыми двигателями); воспри- ятия реактивного момента забойного двигателя; подвода бурового раствора к забою при всех способах бурения. Основными элементами, состав- ляющими бурильную колонну, являются (рис. 3.34): ведущая бурильная труба, бурильные трубы, замки, утяжеленные бурильные трубы, переводники, опорно- центрирующие элементы (центратор, калибратор, стабилизатор, протектор) и др. Ведущие бурильные трубы явля- ются соединительным звеном между вертлюгом и бурильными трубами и служат для передачи вращения от рото- ра к бурильной колонне в процессе уг- лубки скважины или для восприятия ро- тором реактивного момента забойного двигателя. Эти трубы имеет чаще всего квадратное сечение (рис. 3.35), и про- ходят через квадратное отверстие в ро- торе. Ведущие трубы выпускаются дли- ной 13-17 м, со стороной квадрата 112, ,140 и 155 мм и диаметром канала соот- ветственно 74, 85 и 100 мм. Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) (рис. 3.36), устанавливаются не- посредственно над долотом или забой- Рис. 3.34. Схема компоновки бурильной колонны 212 ным двигателем и служат для создания осевой нагрузки на долото и повы- шения устойчивости (жесткости) нижней части колонны. Поскольку, благо- даря весу УБТ остальная, выше расположенная бурильная колонна оказыва- ется растянутой, создаются предпосылки для обеспечения прямолинейности скважины. На долото должно быть приложено максимум 85 % общего веса УБТ. Остальной вес используется для растяжения бурильной колонны во избежание ее продольного изгиба. Сбалансированные УБТ (УБТС) изготав- ливают из хромоникельмолибденовых сталей. Концы УБТС подвергаются термообработке. УБТС изготавливают в основном диаметрами 178, 203 и 229 мм длиной 6 м. Масса одного метра труб составляет, соответственно - 156, 215 и 273 кг. Рис. 3.35. Ведущие трубы Рис. 3.36. Утяжеленные бурильные трубы: а – круглого сечения; б – со спиральными канавками 213 Обычные гарячека- танные УБТ выпускаются диаметрами 95, 108, 146, 178, 203, 219 и 245 мм, длиной 6, 8 и 12 м. Масса одного метра труб со- ставляет, соответственно - 47, 59, 98, 145, 192, 220 и 258 кг. Бурильные трубы составляют основную часть колонны. Они предназначены для пере- дачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента при бурении за- бойными двигателями, создания нагрузки на до- лото, подачи бурового раствора на забой сква- жины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины из- ношенного долота и спуска нового и др. Бурильные трубы, как правило, имеют ко- ническую резьбу с обеих сторон. Для обеспечения прочности резьбовых со- единений концы труб де- лают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными и с приваренными соединительными концами (рис. 3.37, а). По конструктивному исполнению цельные трубы могут быть с выса- женными наружу концами (рис. 3.37, в) и трубы с высаженными внутрь концами (рис. 3.37, б). Трубы всех типов изготавливаются длиной: 6; 8 и 11,5 м с номиналь- ными наружными диаметрами 60; 73; 89; 102, 114, 127, 140 и 168 мм. Тол- щина стенок труб составляет от 7 до 11 мм. Рис. 3.37. Бурильные трубы и замки к ним 214 На концах бурильных труб нарезают мелкую наружную резьбу, на которую навинчивают замки, служащие для соединения бурильных труб при составлении бурильных свечей. Замки предназначены для соединения бурильных труб. Замок состоит из замкового ниппеля 1 и замковой муфты 2, соединяющихся между собой крупной конической резьбой (рис. 3.37, б, в). В зависимости от области применения, различают: замки с нормальным проходным сечением (ЗН) для соединения труб с высаженными внутрь концами; замки с широким (ЗШ) и с увеличенным (ЗУ) проходным сечением для соединения труб с высажен- ными наружу концами. К вспомогательным составляющим колонны относятся переводники различного назначения и опорно-центрирующие элементы. Переводники представляют собой разновидность соединительных элементов бурильной колонны с резьбой различного профиля и размерами. Их подразделяют на две группы: штанговые – для соединения ведущей трубы с вертлюгом и бурильными трубами; промежуточные – для соедине- ния других элементов колонны. По назначению переводники для бурильных колонн подразделяются на переходные (П) (рис. 3.38, а), муфтовые (М) (рис. 3.38, б) и ниппельные (Н) (рис. 3.38, в). Выделенные индексы используются при маркировке пере- водников (например, шифр переводника П-101/88 обозначает Переходный переводник с замковой резьбой «а» - З-101 и замковой резьбой «б» - З-88). Переводники выпускаются как с левой (Л), так и с правой резьбой (без индекса). Переводники для ведущих труб подразделяются на верхние (ПВ) (рис. 3.38, д) и нижние (ПН) (рис. 3.38, г). При маркировке переводников указы- вается его индекс, сторона квадрата и присоединительная резьба «б» (на- пример, шифр переводника ПВ 140хЗ-147 обозначает Переводник верхний со стороной квадрата 140 мм и присоединительной левой резьбой «б» З- 147Л). Для переводников типа ПН характерным является правая нарезка резьбы «б». Рис. 3.38. Переводники для бурильной колонны и ведущих бурильных труб 215 К опорно-центрирующим элементам колонны бурильных труб отно- сятся калибраторы, центраторы, стабилизаторы и протекторы. Калибратор предназначен для калибрования ствола скважины (по диаметру долота) и улучшения работы долота за счет уменьшения попереч- ных колебаний труб в призабойной части скважины. Калибраторы включаются в состав компоновки между долотом и утяжеленны- ми бурильными трубами. К наиболее рас- пространенному виду таких устройств отно- сятся калибраторы лопастного типа (рис. 3.39). Центратор – элемент компоновки, предназначенный для центрирования бу- рильной колонны в месте установки центра- тора. В отличие от калибраторов центратор способствует только соосному размещению компоновки и оси скважины. Он устанавли- вается в сжатой части компоновки в местах предполагаемых изгибов утяжеленных бу- рильных труб и выполняет роль промежу- точных опор. Предназначен центратор для предупреждения искривления ствола при бурении скважины. Боковые элементы цен- тратора касаются стенок скважины, обеспе- чивая соосность бурильной колонны и сква- жины. Как правило, центраторы и калибраторы используются в качестве опорно-центрирующих элементов при бурении глубоких скважин с высо- кими осевыми нагрузками на долото. Стабилизатор устанавливается над долотом и предназначен для цен- трирования и сохранения жесткости бурильной колонны на участке длины стабилизатора. В качестве стабилизатора наиболее часто используют утя- желенные бурильные трубы спирального сечения (см. рис. 3.36, б). Протекторы предназначены для предохранения бурильных труб и соединительных замков от поверхностного износа, а обсадной колонны - от протирания при перемещении в ней бурильных труб. Обычно применяют протекторы с плотной посадкой, представляющие собой резиновое кольцо, надетое на бурильную колонну над замком. Наружный диаметр протектора превышает диаметр замка. Породоразрушающий инструмент предназначен для концентриро- ванной передачи энергии горной породе с целью ее разрушения. Рис. 3.39. Калибратор 216 При бурении нефтяных и газовых скважин основным породоразру- шающим инструментом, являются долота, которые классифицируются на три типа: 1) долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу ло- пастями (лопастные долота); 2) долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках (шарошечные доло- та); 3) долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу ал- мазными зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота). Лопастные долота в зависимости от конструкции и оснащенности твердым сплавом предназначаются для бурения мягких и средней твердости пород. Такие долота выпускают трех типов: - двухлопастные 2Л (рис. 3.40, а) диаметрами от 76 до 165 мм (шифр: 2Л-76: долото двухлопастное диаметром 76 мм) - трехлопастные 3Л (рис. 3.40, б);диаметрами от 120 до 470 мм (шифр долота диаметром 120 мм: 3Л-120); - многолопастные (шестилопастное долото истирающе-режущего ти- па 6ИР диаметрами от 76 до 270 мм). Нередко для расширения ствола скважины используются пикообраз- ные долота (пикобуры, рис. 3.40, в), изготавливаемые диаметром от 98 до 445 мм. Шифр долота, например, диаметром 98 мм: ПР-98. Под действием нагрузки на забой лопасти таких долот врезаются в породу, а под влиянием вра- щающего момента – скалывают ее. В кор- пусе долота имеются отверстия, через ко- торые жидкость из бурильной колонны направляется к забою скважины. Лопастные до- лота не применяются при бурении забой- ными буровыми машинами (турбобурами, винтовыми двигателями и элек- тробурами), так как при бурении ими требуется большой крутящий момент. Шарошечные долота выпускаются с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. По целевому назначению выделяются шаро- Рис. 3.40. Долота лопастные: 1 – корпус; 2 – лопасть; 3 – промывочные каналы; 4 – армировка до- лота. 217 шечные долота для бурения сплошным забоем (рис. 3.42) и долота для бу- рения кольцевым забоем с отбором керна (рис. 3.43). При вращении долота, шарошки, перекатываясь по забою, совершают сложное движение, вращаясь вокруг собственной оси и оси долота. При этом зубцы или штыревые вставки шарошек наносят удары по породе, дро- бят и скалывают ее. Наибольшее распространение для бурения сплошным забоем получи- ли трехшарошечные долота. Долото состоит из трех одинаковых по размеру ша- рошек 1 и трех идентичных лап 6 (рис. 3.41). Три лапы сварены вместе и образуют цилинд- рическую секцию, которая имеет резьбу для присоеди- нения к бурильной колонне. В лапах выполнены отвер- стия (для циркуляции рас- твора). Каждая лапа имеет цапфу 7 (опору шарошки), с проточками под шарики 5 и ролики 3, на которые уста- навливается шарошка 1. Фиксация цапфы в корпусе лапы обеспечивается зам- ком (штифтом) 4. Шарошки долота снабжены зубцами 2. Существуют несколько форм зубцов, каждая из которых предназна- чена для соответствующей твердости разбуриваемой горной породы. Долота с фрезерованными на теле шарошки зубцами (рис. 3.42, а), используют при бурении мягких пород Штыревые долота с зубьями из карбид-вольфрамовых вставок при- меняются для бурения средних и твердых пород. Причем, долота с остроконечными вставными зубцами (рис. 3.42, б) используют для бурения средней твердости пород, а долота с круглыми и полусферическими вставками (рис. 3.42, в) применяют для бурения средних и твердых пород. Кроме трехшарошечных в практике бурения часто применяют одно- шарошечные долота (рис. 3.45) и двухшарошечные долота (рис. 3.44). Одношарошечные долота применяются для бурения твердых пород, залегающих на большой глубине. Они состоят из одной лапы, на цапфе ко- торой свободно вращается на шариковых опорах сферическая шарошка, в Рис. 3.41. Устройство трехшарошечного долота 218 тело которой запрессованы твердосплавные цилиндрические зубья (штыри) с полусферической или призматической рабочей поверхностью. а) б) в) Рис. 3.42. Трехшарошечные долота для бурения сплошным забоем а) б) в) Рис. 3.43. Трехшарошечные долота для бурения кольцевым забоем Двухшарошечные долота предназначены для бурения мягких и вяз- ких пород с пропластками пород средней твердости. Такие долота, как и трехшарошечные, представляют собой неразборную конструкцию, состоя- щую из двух сваренных между собой лап, на цапфах которых смонтированы свободно вращающиеся на опорах шарошки с зубьями для разрушения по- род. Долота являются гидромониторными с двумя боковыми каналами, в которых устанавливаются сменные насадки, направляющие струю бурового раствора на периферийную часть забоя скважины. 219 Алмазные долота (рис. 3.46) предназначены для бурения скважин при прохождении твердых и абразивных пород, в которых эффективность при- менения шарошечных долот резко снижается. Рис. 3.44. Внешний вид двухшарошечно- го долота Рис. 3.45. Одношарошечное долото: 1 – присоедини- тельная резьба; 2 – лапа; 3 – шарошка; 4 – опора шарош- ки; 5 – зубья Рис. 3.46. Внешний вид алмазного долота Алмазные долота, подобно лопастным, не имеют самостоятельно движущихся частей. Они состоят из фасонной (секторной) алмазонесущей головки (матрицы) 1, выполненной из порошкообразного твердосплавного материала, и стального корпуса 2 с присоединительной замковой резьбой 3. Режущие элементы алмазного долота состоят из большого количества небольших, как правило, синтетических алмазов или выполняются в виде вставок из сверхтвердых материалов, размещенных по определенной схеме и закрепленных на рабочей поверхности матрицы Алмазы устанавливаются и закрепляются в процессе изготовления матрицы методом порошковой металлургии (совместное формирование, прессование и спекание в графитовой форме композиции матрицы и алма- зов). Для изготовления долот для бурения мягких пород используют круп- ные алмазы, а для долот, предназначенных для разрушения твердых пород – мелкие. Профиль рабочей поверхности секторов матрицы может быть выпук- ло-вогнутым, ступенчато-конусным и др. Алмазные долота изготавливаются диаметрами 91…391 мм и исполь- зуют при бурении, как с отбором, так и без отбора керна. |