СОДЕРЖАНИЕI. Техническая часть. Характеристика и краткое описание устройств.Буровые вышки и сооружения…………………………………………….…………………………4Талевая система …………………………………………………………………………….………..5Буровые лебёдки ………………………………………………………..……………………...……...6Роторы ………………………………………………………………………..……………………….7Буровые насосы и оборудование циркуляционной системы …………..…………………...………8Вертлюги ………………………………………………………………..………………….…………9Силовые приводы буровых установок ………………………………………………………...…….9Оборудование для герметизации устья скважины ……………………..………………...………10II. Технологическая часть.1. Бурение нефтяных и газовых скважин…………………………….……..14Ознакомление с приёмами ручной подачи долота, бурение с регулятором долота, обучение бурению ротором ……………………………………………..14Ознакомление с методикой рациональной отработки до- лот ……………………………………………………………………………………………………15Выполнение основных работ при СПО с помощью специ- ального оборудования ……………………………………………………………………………….16Подготовка трубы к затаскиванию, установка элеватора на ротор, снятие его с ротора, посадка труб на клинья ………………………………………...17Проверка замковой резьбы, свинчивание БТ с помощью клю-чей АКБ, докрепление и раскрепление замковых соединений с помощью ключей УМК……………………………………………………………………………...……18Осмотр и обмер БТ и УБТ, установка БТ на подсвечник, на-ворачивание и отворачивание долот…………………………………………………………...………19Промывка скважины……………………………………………………………………………...…….20КНБК и регулирование режима бурения для борьбы с самопро-извольным искривлением скважины……………………………………………………………...…….222. Ознакомление с бурением скважин кустами…………………………….233. Спуск и цементирование обсадных колонн……………….……………..244. Вскрытие и опробование нефтяных горизонтов……………….………..265. Аварийные работы в скважине………………………………….………..276. Ликвидация ГНВП и выбросов……………………………….…….…….28I. Техническая частьХарактеристика и краткое описание устройствБуровые установки и сооружения Процесс бурения сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны в скважину, а также поддержанием ее на весу. Масса инструмента, с которой приходится при этом оперировать, достигает многих сотен килоньютонов. Для того чтобы уменьшить нагрузку на канат и снизить установочную мощность двигателей применяют подъемное оборудование (рис. 2.2), состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой (полиспастовой) системы. Талевая система, в свою очередь, состоит из неподвижной части — кронблока (неподвижные блоки полиспаста), устанавливаемого наверху фонаря вышки, и подвижной части — талевого блока (подвижного блока полиспаста), талевого каната, крюка и штропов. Подъемное оборудование является неотъемлемой частью всякой буровой установки независимо от способа бурения. 
Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения. Наиболее серьезной опасностью при работе на буровых вышках является частичное или полное их разрушение. Основная причина, приводящая к падению или разрушению вышек — недостаточный надзор за их состоянием в процессе длительной эксплуатации. По этим причинам были введены изменения в правилах безопасности предусматривающие обязательные периодические проверки вышек, в том числе с полной разборкой и ревизией их деталей, а также испытания с нагружением вышек в собранном виде. Кроме того, вышка должна подвергаться тщательному осмотру и проверке каждый раз до начала буровых работ, перед спуском обсадных колонн, освобождением прихваченной бурильной или обсадной колонны, при авариях и после сильных ветров (15 м/с для открытой местности, 21 м/с для лесной и таежной местности, а также когда вышка сооружена в котловане). Вышки мачтового типа монтируются в горизонтальном положении, а затем поднимаются в вертикальное положение при помощи специальных устройств. Транспортировка вышки осуществляется в собранном виде вместе с платформой верхового рабочего в горизонтальном положении на специальном транспортном устройстве. При этом талевая система не демонтируется вместе с вышкой. При невозможности из-за условий местности транспортирования вышки целиком она разбирается на секции и транспортируется частями универсальным транспортом. В практике бурения кроме вышек мачтового типа продолжают использоваться вышки башенного типа, которые собираются методом сверху-вниз. Перед началом монтажа на вышечном основании монтируют подъемник. После окончания сборки вышки подъемник демонтируют. Одновременно с монтажом буровой установки и установкой вышки ведут строительство привышечных сооружений. К ним относятся следующие сооружения: 1) Редуктор (агрегатный) сарай, предназначенный для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки. Его пристраивают к вышке со стороны её задней панели в направлении, противоположном мосткам. Размеры редукторного сарая определяются типом установки. 2)Насосный сарай для размещения буровых насосов и силового оборудования. Его строят либо в виде пристройки сбоку фонаря вышки редукторного сарая, либо отдельно в стороне от вышки. Стены и крышу редукторного и насосного сараев в зависимости от конкретных условий обшивают досками, гофрированным железом, камышитовыми щитами, резинотканями или полиэтиленовой плёнкой. Использование некоторых буровых установок требуется совмещение редукторного и насосного сараев. 3) Приемный мост, предназначенный для укладки бурильных обсадных и других труб и перемещения по нему оборудования инструмента, материалов и запасных частей. Приемные мосты бывают горизонтальные и наклонные. Высота установки приемных мостов регулируется высотой установки рамы буровой вышки. Ширина приемных мостов до 1,5...2 м, длина до 18 м. 4) Система устройств для очистки промывочного раствора выбуренной породы, а также склады для химических реагентов и сыпучих материалов. 5)Ряд вспомогательных сооружений при бурении: на электроприводе — трансформаторные площадки, на двигателях внутреннего сгорания (ДВС) — площадки, на которых находятся емкости для горюче-смазочных материалов и т. п. Талевая система В процессе проводки скважины подъемная система выполняет различные операции. В одном случае она служит для проведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходимого усилия для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны или при авариях с ней. Для обеспечения высокой эффективности при этих разнообразных работах подъемная система имеет два вида скоростей подъемного крюка: техническую для СПО и технологические для остальных операций.  В связи с изменением веса бурильной колонны при подъеме для обеспечения минимума затрат времени подъемная система должна обладать способностью изменять скорости подъема в соответствии с нагрузкой. Она также служит для удержания бурильной колонны, спущенной в скважину, в процессе бурения. Подъемная система установки (рис. III.1) пред ставляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебедкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Подвижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б — через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъемный крюк во многих случаях объединяют в один механизм — крюкоблок.Буровые лебёдки Лебедка — основной механизм подъемной системы буровой установки. Она предназначена для проведения следующих операций: спуска и подъема бурильных и обсадных труб; удержания колонны труб на весу в процессе бурения или про мывки скважины; приподъема бурильной колонны и труб при наращивании; передачи вращения ротору; свинчивания и развинчивания труб; вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инструмента, оборудования, труб и др.; подъема собранной вышки в вертикальное положение. Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой установлены подъемный и трансмиссионный валы, коробка перемены передач (КПП), тормозная система, включающая основной (ленточный) и вспомогательный (регулирующий) тормоза, пульт уп равления. Все механизмы закрыты предохранительными щитами. Подъемный вал лебедки, получая вращение от КПП, преобразовывает вращательное движение силового привода в поступательное движение талевого каната, подвижный конец которого закреплен на барабане подъемного вала. Нагруженный крюк поднимается с затратой мощности, зависящей от веса поднимаемых труб, а спускается под действием собственного веса труб или та левого блока, крюка и элеватора, когда элеватор опускается вниз за очередной свечой.Лебедки снабжаются устройствами для подвода мощности при подъеме колонны и тормозными устройствами поглощения освобождающейся энергии при ее спуске. Для повышения к. п. д. во время подъема крюка с ненагруженным элеватором или колонной переменного веса лебедки или их приводы выполняют многоскоростными. Переключение с высшей скорости на низшую и обратно осуществляется фрикционными оперативными муфтами, обеспечивающими плавное включение и минимальную затрату времени на эти операции. Во время подъема колонн различного веса скорости в коробках передач переключают периодически. Оперативного управления скоростями коробки не требуется.Мощность, передаваемая на лебедку, характеризует основные эксплуатационно-технические ее свойства и является классификационным параметром. Роторы Роторы предназначены для вращения вертикально подвешенной бурильной колонны или восприятия реактивного крутящего момента при бурении забойными двигателями. Они служат также для поддержания на весу колонн бурильных или обсадных труб, устанавливаемых на его столе, на элеваторе или клиньях. Роторы также используются при отвинчивании и свинчивании труб в процессе СПО, ловильных и аварийных работ. Ротор представляет собой как бы конический зубчатый редуктор, ведомое коническое колесо которого насажено на втулку, соединенную со столом. Верти кальная ось стола расположена по оси скважины.Н  а рис. V.1 показана схема ротора. Стол 5 имеет отверстие диаметром 250—1260 мм в зависимости от типоразмера ротора. В отверстие стола устанавливают вкладыши 7 и зажимы ведущей трубы 6, через которые передается крутящий момент. Большое коническое колесо 4 передает вращение столу ротора, укрепленномуна основной 3 и вспомогательной 2 опорах, смонтированных в корпусе 1, образующем одновременно масляную ванну для смазки передачи и подшипников.Сверху стол защищен оградой 8. Быстроходный ведущий вал 10 расположен горизонтально на подшипниках 11, воспринимающих радиальные и горизонтальные нагрузки. Вал 10 приводится: во вращение от цепной звездочки 12 или с помощью вилки кар данного вала, расположенной на конце вала. Ротор снабжен стопором 9, при включении которого вращение стола становится не возможным. Фиксация стола ротора необходима при СПО и бурении забойными двигателями для восприятия реактивного момента. Буровые насосы и оборудование циркуляционной системы Буровые насосы и циркуляционная система выполняют следующие функции: - нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обеспечения циркуляции в скважине в процессе бурения и эффективной очистки забоя и долота от выбуренной породы, промывки, ликвидации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубном пространстве, достаточной для выноса породы на по верхность;- подвод к долоту гидравлической мощности, обеспечивающей высокую скорость истечения (до 180 м/с) раствора из его насадок для частичного разрушения породы и очистки забоя от выбуренных частиц;- подвод энергии к гидравлическому забойному двигателю.Н а рис. VII. 1 показаны схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м при бурении роторным способом. В процессе бурения в большинстве случаев раствор циркулирует по замкнутому контуру. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, кото рые подают его в буровые насосы /. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважиныс большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъем выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8. П однятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по желобам 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы, песок, ил, газ и другие примеси, поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров и снова направляется в подпорные насосы.Нагнетательная линия состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подается от насосов / к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Напорная линия оборудуется задвижками и контрольно-измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.Сливная система оборудуется устройствами для очистки и приготовления бурового раствора, резервуарами, всасывающей линией, фильтрами, нагнетательными центробежными насосами, задвижками и емкостями для хранения раствора.Вертлюги Вертлюг — промежуточное звено между поступательно перемещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая при помощи замковой резьбы соединяется через ведущую трубу со стволом вертлюга. Для обеспечения подачи бурового раствора или газа пере мещающийся вертлюг соединен с напорной линией при помощи гибкого бурового рукава, один конец которого крепится к отводу вертлюга, а второй к стояку. В вертлюгах есть устройства для заливки, спуска масла и контроля его уровня, а также сапун для уравновешивания с атмосферным давлением паров внутри корпуса, создающегося при нагреве в процессе работы. Это устройство не пропускает масло при транспортировке вертлюга в горизонтальном положении. Типоразмер вертлюга определяется динамической нагрузкой, которую он может воспринимать в процессе вращения бурильной колонны, допустимой статической нагрузкой и частотой вращения, предельным рабочим давлением прокачиваемого бурового раствора, массой и габаритными размерами. Каждый вертлюг имеет стандартную левую коническую замковую резьбу для присоединения к ведущей трубе двух-трех размеров. Корпус вертлюга выполняется обтекаемой формы для того, чтобы он не цеплялся за детали вышки при перемещениях. Вертлюги приспособлены к транспортировке любыми транспортными средствами без упаковки.Силовые приводы буровых установок Приводом буровой установки называется совокупность двигателей и регулирующих их работу трансмиссий и устройств, преобразующих тепловую или электрическую энергию в механическую, управляющих механической энергией и передающих ее исполнительному оборудованию — насосам, ротору, лебедке и др. Мощность привода (на входе в трансмиссию) характеризует основные его потребительские и технические свойства и яв ляется классификационным (главным) параметром.В зависимости от используемого первичного источника энергии приводы делятся на автономные, не зависящие от системы энергоснабжения, и неавтономные, зависящие от системы энергоснабжения, с питанием от промышленных электрических сетей. К автономным приводам относятся двигатели внутреннего сгорания (ДВС) с механической, гидравлической или электропередачей. К неавтономным приводам относятся: электродвигатели постоянного тока, питаемые от промышленных сетей переменного тока .В соответствии с кинематикой установки привод может иметь три основных исполнения: индивидуальный, групповой и ком бинированный или смешанный.Индивидуальный привод — каждый исполнительный механизм (лебедка, насос или ротор) приводится от электродвигателей или ДВС независимо друг от друга. Более широко этот вид привода распространен с электродвигателями. При его использовании достигается высокая маневренность в компоновке и размещении бурового оборудования на основаниях при монтаже.Групповой привод — несколько двигателей соединены суммирующей трансмиссией и приводят несколько исполнительных механизмов. Его применяют при двигателях внутреннего сгорания.Комбинированный привод — использование индивидуального и группового приводов в одной установке. Например, насосы приводятся от индивидуальных двигателей, а лебедка и ротор от общего двигателя. Во всех случаях характеристики привода должны наиболее полно удовлетворять требуемым характеристикам исполнительных механизмов.Потребителями энергии буровой установки являются: в процессе бурения — буровые насосы, ротор (при роторном бурении), устройства для приготовления и очистки бурового раствора от выбуренной породы; компрессор, водяной насос и др.;при спуске и подъеме колонны труб — лебедка, компрессор, водяной насос и механизированный ключ.Приводы также делятся на главные (приводы лебедки, насосов и ротора) и вспомогательные (приводы остальных устройств и механизмов установки). Мощность, потребляемая вспомогательными устройствами, не превышает 10—15% мощности, потребляемой главным оборудованием.Гибкость характеристики — способность силового привода автоматически или при участии оператора в процессе работы быстро приспосабливаться к изменениям нагрузок и частот вращения исполнительных механизмов. Гибкость характеристики зависит от коэффициента приспособляемости, диапазона регулирования частоты вращения валов силового привода и приемистости двигателя.Коэффициент гибкости характеристики определяется отношением изменения частоты вращения к вызванному им отклонению момента нагрузки. Он пропорционален передаточному отношению и обратно пропорционален коэффициенту перегрузки.Приемистостью называется интенсивность осуществления переходных процессов, т. е. время, в течение которого двигатель и силовой привод реагируют на изменение нагрузки и изменяют частоту вращения.Приспособляемость — свойство силового привода изменять крутящий момент и частоту вращения в зависимости от момента сопротивления. Собственная приспособляемость — свойство двигателя приспособляться к внешней нагрузке. Искусственная приспособляемость — свойство трансмиссий приспосабливать характеристику двигателя к изменению внешней нагрузки.Оборудование для герметизации устья скважины В настоящее время при бурении не только разведочных, но и эксплуатационных скважин широко применяется оборудование для герметизации устья скважин. Раньше это оборудование использовали в основном для борьбы с выбросами жидкости и газа при АВПД. В связи с применением более легких растворов для бурения давление в скважине в процессе бурения регулируют при помощи превен торов. Изменились требования к охране окружающей среды и недр земли.Для герметизации устья скважины используют три вида пре венторов: плашечные — глухие или проходные для полного перекрытия отверстия или кольцевого пространства, если в сква жине находится колонна труб; универсальные — для перекрытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны: замок, труба, ведущая труба; вращающиеся — для уплотнения устья скважины с вращающейся в ней трубой или ведущей трубой. Ни плашечные, ни универсальные превенторы не рассчитаны на вращение колонны, если они полностью закрыты.Плашечные превенторыП ревентор (рис. ХШ.2) состоит из стального литого корпуса 7, к которому на шпильках крепятся крышки / четырех гидравлических цилиндров 2. В полости А цилиндра 2 размещен главный поршень 3, укрепленный на штоке 6. Внутри поршня размещен вспомогательный поршень 4, служащий для фиксации плашек 10 в закрытом состоянии отверстия Г ствола скважины. Для закрытия отверстия плашками жидкость, управляющая их работой, поступает в полость А, под действием давления которой поршень перемещается слева направо.Вспомогательный поршень 4 также перемещается вправо, и в конечном положении он нажимает на кольцо-защелку 5 и фиксирует тем самым плашки 10 в закрытом состоянии, что исключает самопроизвольное их открытие. Чтобы открыть от верстие Г ствола, надо передвинуть плашки влево. Для этого управляющая жидкость должна быть подана под давлением в полость В, которая перемещает вспомогательный поршень 4 по штоку 6 влево и открывает защелку 5. Этот поршень, дойдя до упора в главный поршень 3, передвигает его влево, тем самым раскрывая плашки. При этом управляющая жидкость, находящаяся в полости £, выжимается в систему управления.Плашки 10 превентора могут быть заменены в зависимости от диаметра уплотняемых труб. Торец плашек по окружности уплотняется резиновой манжетой 9, а крышка 1 — прокладкой //. Каждый из превенторов управляется самостоятельно, но обе плашки каждого превентора действуют одновременно. Отверстия 8 в корпусе 7 служат для присоединения превентора к манифольду. Нижним торцом корпус крепится к фланцу устья скважины, а к верхнему его торцу присоединяется универсальный превентор.Как видно, плашечный превентор с гидравлическим управлением должен иметь две линии управления: одну для управления фиксацией положения плашек, вторую для их перемещения. Превенторы с гидравлическим управлением в основном применяют при бурении на море. В ряде случаев нижний превентор оборудуется плашками со срезающими ножами для перерезания находящейся в скважине колонны труб.Универсальные превенторыУниверсальный превентор предназначен для повышения надежности герметизации устья скважины. Его основной рабочий элемент — мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении-—сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (ведущую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами. Эластичность резинового уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универсальных превенторов дает возможность вращать и расхаживать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непосредственного воздействия гидравлического усилия на уплотняющий элемент, либо вследствие воздействия этого усилия на уплотнение через специальный кольцевой поршень.Универсальные превенторы со сферическим уплотняющим элементом и с коническим уплотнителем изготовляет ВЗБТ.У ниверсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия (рис. XIII.4) состоит из корпуса 3, кольцевого плунжера 5 и кольцевого резинометал-лического сферического уплотнителя /. Уплотнитель имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двухтаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плунжер 5 ступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотнитель / фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4. Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры А и Б, изолированные друг от друга манжетами плунжера.При подаче рабочей жидкости под плунжер 5 через отверстие в корпусе превентора плунжер перемещается вверх и обжимает по сфере уплотнение / так, что оно расширяется к центру и обжимает трубу, находящуюся внутри кольцевого уплотнения. При этом давление бурового раствора в скважине будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в скважине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отверстие. Верхняя камера Б служит для открытия превентора. При нагнетании в нее масла плунжер движется вниз, вытесняя жидкость из камеры А в сливную линию.Вращающиеся превенторы Вращающийся превентор применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую трубу, замок или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газообразным агентом, с равновесной системой гидростатического давления на пласт, опробовать пласты в процессе газопроявлений.II. Технологическая часть1. Бурение нефтяных и газовых скважинОзнакомление с приёмами ручной подачи долота, бурение с помощью регулятора подачи долота, обучение бурению ротором. Когда долото подаётся на забой, на него необходимо создать определённую нагрузку. Эта операция выполняется с пульта бурильщика. Бурильщик при помощи так называемой кочерги осуществляет спуск инструмента, а затем постепенно, очень медленно разгружает вес с крюка на долото. Нагрузка на талевый канат определяется по индикатору веса. На индикаторе цена деления может быть различна. При подвешенной талевой системе, но ненагруженном крюке индикатор веса покажет значение, соответствующее весу талевой системы. Нагрузка на долото должна быть равна не более 75% веса колонны УБТ. Например, имеется компоновка: 100 м УБТ и 1000 м бурильных труб. Пусть вес колонны УБТ составляет 150 кН, а вес колонны БТ – 300 кН. Суммарный вес БК в этом случае будет составлять 450 кН. Необходимо подать на забой приблизительно 2/3 веса УБТ, т.е. в данном случае 100 кН. Для этого колонна плавно опускается на 9 м (длина наращиваемой трубы) до забоя. Момент контакта долота с забоем определяется по индикатору веса: стрелка показывает уменьшение веса на крюке. После этого необходимо очень медленно растормаживать лебёдку и постепенно нагружать долото до тех пор, пока стрелка на индикаторе веса не покажет 35 т. Для более точного определения веса колонны служит вернер, т.к. на индикаторе массы не всегда может быть заметно колебание стрелки. Он показывает, сколько делений прошла стрелка на индикаторе веса, т.е. 3 деления вернера равны 1 делению индикатора массы. Роторы применяют для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спускоподъёмных операциях и вспомогательных работах.Ротор — это редуктор передающий вращение вертикально подвешенной колонне от горизонтального вала трансмиссии. Станина ротора воспринимает и передает на основание все нагрузки, возникающие в процессе бурения и при спускоподъемных операциях. Внутренняя полость станины представляет собой масляную ванну. На внешнем конце вала ротора, на шпонке, может цепное колесо или полумуфта карданного вала. При отвинчивании долота или для предупреждения вращения бурильной колонны от действия неактивного момента ротор застопоривают защелкой или стопорным механизмом. При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку скорость вращения ротора изменяют при помощи передаточных механизмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не связывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев при роторном бурении применяют индивидуальный, т. е. не связанный с лебедкой, привод к ротору. В проходное отверстие ротора вставляются 2 вкладыша. Затем в зависимости от диаметра труб на ротор ставятся соответствующие клинья, которые присоединяются к четырём параллелям. Параллели в свою очередь приводятся в движение при помощи ПКР (пневматические клинья ротора), которые крепятся с противоположной стороны от вала ротора. При помощи педали, которая находится на пульте, бурильщик поднимает, либо опускает клинья. Когда начинается бурение, клинья снимают с ротора, освобождая тем самым квадратное отверстие вкладышей. Затем в этом отверстии фиксируется так называемый кельбуш – подвижно закреплённая на ведущей трубе гайка, которая двигается по ней вверх-вниз. Дальше с помощью трансмиссии задаются необходимые обороты ротора, и он приводится во вращение с пульта бурильщика. Ознакомление с методикой рациональной отработки долот. Чтобы рационально отработать долото, необходимо выполнить норму по проходке. По мере углубления забоя породоразрушающий инструмент изнашивается, и для того, чтобы износ не произошёл раньше времени, необходимо соблюдать режим бурения. Режим бурения включает в себя обороты ротора или забойного двигателя, нагрузку на долото и давление в насосах (на стояке). Так, для правильной отработки долота нагрузка на него должна составлять на более 75 % веса колонны УБТ. Перегрузка долота может обернуться его преждевременным износом или сломом шарошки, а недогрузка – падением проходки. Обороты ротора и давление на стояке задаются по геолого-техническому наряду. Для рациональной отработки долота необходимо подавать его на забой без вращения и только после контакта с забоем включать обороты. Но прежде, чем начать бурение, необходимо «обкатать» долото в течение 30-40 минут для того, чтобы оно приработалось. При этом нагрузка на долото должна быть небольшой – порядка 3-5 т. При бурении турбобуром или винтовым забойным двигателем долото подаётся на забой уже во вращении. В этом случае можно либо становить промывку и спустить долото до забоя, либо без остановки промывки постепенно нагружать долото до требуемой величины. Кодирование износа шарошечных долот:В – износ вооружения (хотя бы одного венца) В1 – уменьшение высоты зубьев на 0,25 % В2 – уменьшение высоты зубьев на 0,5 % В3 – уменьшение высоты зубьев на 0,75 % В4 – полный износ зубьевС – скол зубьев в %П – износ опоры (хотя бы одной шарошки) П1 – радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот диаметром меньше 216 мм 0-2 мм; для долот диаметром больше 216 мм 0-4 мм П2 - радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот диаметром меньше 216 мм 2-5 мм; для долот диаметром больше 216 мм 4-8 мм П3 - радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот диаметром меньше 216 мм больше 5 мм; для долот диаметром больше 216 мм больше 8 мм П4 – разрушение тел каченияК – заклинивание шарошек (их число указывается в скобках)Д – уменьшение диаметра долота (мм)А – аварийный износ (число оставленных шарошек и лап указывается в скобках) АВ (А1) – поломка и оставление вершины шарошки на забое АШ (А2) – в поломка и оставление шарошки на забое АС (А3) – оставление лапы на забое Причины аномального износа шарошечных долот:1) Большое число сломанных зубьев:
неправильный выбор долота
неправильная приработка долота
чрезмерная частота вращения
чрезмерно большая нагрузка на долото
работа по металлу
2) Сильный износ по диаметру:
большая частота вращения
значительное время механического бурения
сдавливание шарошек в результате спуска в ствол уменьшенного диаметра
3) Эрозия тела шарошки:
большое содержание твердой фазы в промывочной жидкости
большой расход промывочной жидкости
долото предназначено для более твёрдых пород
4) Чрезмерный износ опор:
отсутствие стабилизатора над долотом или между УБТ
большая частота вращения
чрезмерно большая нагрузка на долото
значительное время механического бурения
большое содержание песка в промывочной жидкости
5) Закупорка межвенцовых промежутков в шарошках разбуренной породой и твёрдой фазой:
недостаточный расход ПЖ
чрезмерно большая нагрузка на долото
большое содержание твердой фазы в промывочной жидкости
долото предназначено для более твёрдых пород
спуск долота осуществлён в заполненную шламом призабойную зону
6) Большое число потерянных зубьев:
чрезмерно большая нагрузка на долото
значительное время механического бурения
Выполнение основных работ при СПО с помощью специального оборудования Основным агрегатом при выполнении СПО является буровая лебёдка, которая приводится в действие силовым приводом. Для лучшего использования мощности во время подъема крюка с переменной по величине нагрузкой приводные трансмиссии лебедки или ее привод должны быть многоскоростными. Лебедка должна оперативно переключаться с больших скоростей подъема на малые и обратно, обеспечивая плановые включения с минимальной затратой времени на эти операции. В случаях прихватов и затяжек колонны сила тяги при подъеме должна быть быстро увеличена. Переключение скоростей для подъема колонн различной массы осуществляется периодически. |
Скачать 408.44 Kb.