Технологичская надежность. Современные тенденции модернизации буровых установок

• Название: Современные тенденции модернизации буровых установок
• Анкор: Технологичская надежность
• Дата: 03.02.2023
• Размер: 2.87 Mb.
• Имя файла: TPU1173594.pdf
• Тип: Диссертация; #918366
• страница: 4 из 10

– Буровое судно с системой динамического позиционирования:
1 – буровая вышка; 2 – носовые подруливающие устройства; 3 – стеллажи для хранения обсадных и бурильных труб; 4 – установка для приготовления бурового раствора; 5 – акустический излучатель; 6 – трос инклиномера; 7 – груз инклиномера; 8 – устьевая воронка; 9 – донный маяк; 10 – бурильная колонна;
11 – гидрофоны

42
2. Состав и комплектность буровых установок
2.1 По комплексам буровой установки
2.1.1 Насосно–циркуляционный комплекс
На рисунке 18 представлена схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы 1. Последние перекачивают раствор под высоким давлением 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 скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъём выбуренной породы и преодоление сопротивлений в заколонном кольцевом пространстве 8.
Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы и поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров; и снова направляется в подпорные насосы.
Нагнетательная линия (манифольд) состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подаётся от насоса 1 к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4 [6].

43
Манифольд оборудуется задвижками и контрольно–измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов [6].
Рисунок 18 – Схема циркуляции бурового раствора:
1 – буровой насос; 2 – стояк; 3 – гибкий рукав; 4 – вертлюг; 5 – ведущая труба;
6 – устье; 7 – бурильная колонна; 8 – заколонное кольцевое пространство;
9 – забойный двигатель; 10 – долото; 11 – растворопровод; 12 – блок очистки;
13 – резервуары; 14 – подпорные насосы; 15 – амбар; 16 – устройства восстановления параметров
2.1.2 Спускоподъемный комплекс
На рисунке 19 изображен спускоподъёмный комплекс буровой установки, который представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебёдкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке

44 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 подъёмный крюк объединены в один механизм – крюкоблок [7].
Рисунок 19 – Спускоподъемный комплекс буровой установки:
1 – крюк; 2 – талевый блок; 3 – стальной канат; 4 – кронблок; 5 – буровая вышка; 6 – буровая лебедка; 7 – механизм крепления неподвижного конца каната; А – подвижный конец каната; Б – неподвижный конец каната
2.1.3 Буровые вышки
Буровая вышка – это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух–трех бурильных труб между собой длиной 25 – 36 м.) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.

45
Различают два типа вышек: башенные и мачтовые. Их изготавливают из труб или прокатной стали.
Башенная вышка представляет собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду решетчатой конструкции.
Вышки мачтового типа бывают одноопорные и двухопорные (А – образные). Последние наиболее распространены.
А – образные вышки более трудоемки в изготовлении и поэтому более дороги. Они менее устойчивы, но их проще перевозить с места на место и затем монтировать.
Основные параметры вышки – грузоподъемность, высота, емкость
«магазинов» (хранилищ для свечей бурильных труб), размеры верхнего и нижнего оснований, длина свечи, масса.
Грузоподъемность вышки – это предельно допустимая вертикальная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины.
Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента. Сокращается и время последующей сбор–грузоподъемность вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину 300 ... 500 м используется вышка высотой 16 ... 18 м, глубину 2000 ... 3000 м – высотой – 42 м и на глубину 4000 ... 6500 м – 53 м.
Емкость «магазинов» показывает, какая суммарная длина бурильных труб диаметром 114 ... 168 мм может быть размещена в них. Практически вместимость «магазинов» показывает на какую глубину может быть осуществлено бурение с помощью конкретной вышки.
Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия работы буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Размер

46 верхнего основания вышек составляет 2x2 м или 2.6x2.6 м, нижнего 8x8 м или
10x10 м [7].
2.1.4 Силовой привод
Силовой привод буровой установки – это комплекс передач и механизмов, осуществляющих преобразование электрической энергии или энергии топлива в механическую и обеспечивающих управление механической энергией.
Силовой привод буровой установки благодаря своей расширенной сфере применения способен выполнять целый ряд первоочередных функций и технологических операций.
В первую очередь устройство способствует непрерывному вращению бурильной колонны в ходе процесса бурения скважин.
Кроме того, система может применяться при проведении проработок и расширении диаметра ствола скважины.
Основными элементами силового привода являются двигатели, передаточные механизмы от двигателя к исполнительному механизму и устройства системы управления.
В современных буровых установках наиболее широко применяются следующие виды приводов:

электрический,

дизельный,

дизель–гидравлический.
Например, электрический или дизельный приводы могут существенно упростить операции, направленные на проведение спуска колон обсадного типа.
Силовые приводы также подразделяются на:

индивидуальный – приводит в действие 1 исполнительный механизм (ротор, лебедку или насос);

47

групповой – приводит в действие 2 и более исполнительных механизма (лебедку и ротор, лебедку, ротор и 1 или 2 насоса) [8].
2.1.5 Противовыбросовое оборудование
Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья нефтяных и газовых скважин. На рисунке 20 представлена схема обвязки превенторов.
Рисунок 20 – Схема обвязки превенторов
Противовыбросовое оборудование (ПВО) – это комплекс оборудования, предназначенный для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их строительстве и ремонте.
Использование ПВО позволяет повысить безопасность ведения работ, обеспечить предупреждение выбросов и открытых фонтанов.
В России применение ПВО регламентирует ГОСТ 13862–90
«Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции».

48
ПВО обеспечивает проведение следующих технологических операций:

герметизация скважины;

спуск–подъем колонн бурильных труб при герметизированном устье;

циркуляция бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию;

управление гидроприводами оборудования.
ПВО включает стволовую часть, превенторы и манифольд.
Стволовая часть включает ПВО, оси стволовых проходов которых совпадают с осью ствола скважины и которые последовательно установлены на верхнем фланце колонной обвязки.
Стволовая часть включает превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную и другие дополнительно устанавливаемые катушки, разъемный желоб и герметизатор.
Манифольд состоит из элементов трубопроводной арматуры и трубопроводов, соединенных по определенной схеме с линиями дросселирования и глушения скважин [8].
2.2 По блокам буровой установки
2.2.1 Вышко–лебедочный комплекс
Привод лебедки обеспечивает работу лебедки в режиме спускоподъемных операций и регулирование режимов подачи долота во время бурения.
В режиме спускоподъемных операций привод лебедки обеспечивает:

подъем грузов (двигательный режим, I квадрант механической характеристики);

торможение при подъеме (генераторный режим, II квадрант механической характеристики);

49

силовой спуск (двигательный режим; III квадрант механической характеристики);

торможение при спуске (генераторном режим, IV квадрант механической характеристики).
В режиме подачи долота в зависимости от требований технологии обеспечиваются режимы:

поддержания заданной осевой нагрузки на долото;

поддержания заданного давления бурового раствора в манифольде.
Система автоматического регулирования (САР) электропривода лебедки обеспечивает:

плавное регулирование скорости двигателя в диапазоне от 0 до
1500об/мин;

ограничение темпа разгона и торможения электропривода лебедки;

поддержание заданной скорости подъема и спуска талевого блока;

точную остановку талевого блока в заданном положении;

поддержание заданной нагрузки на долото в режиме бурения;

ограничение момента двигателя во всех четырех квадрантах механической характеристики;

удержание груза в неподвижном состоянии.
Для обеспечения торможения привода буровой лебедки и ротора, к шинам постоянного тока через тормозной ключ присоединяются тормозные сопротивления. Тормозные сопротивления, подключаемые к чопперу, размещаются в отдельном отсеке контейнера [9].
2.2.2 Емкостной блок
Буровые резервуары или резервуары буровых растворов представляют собой, в основном, прямоугольные емкости, оборудованные различными патрубками, лестницами, задвижками, насосами и прочим.
Виды резевуаров используемых в бурении:

50

Резервуар для приготовления буровых растворов – предназначен для приготовления водных и буровых растворов на водной и углеводородной основе, а также спецжидкостей при строительстве и капитальном ремонте скважин. Блок применяется в составе циркуляционных систем буровых установок всех классов.

Резервуар циркуляционной системы – предназначен для комплектации циркуляционных систем буровых установок. Выполняется в вариантах промежуточной или приемной емкости.
Промежуточный/приёмный резервуар комплектуется:

желобной системой;

механическими перемешивателями типа ПЛМ или ПБРТ–5,5;

телескопическими верхними и нижними перетоками или встроенным коллектором бурового насоса;

гидравлическими перемешивателями 4УПГ с технологическим трубопроводом и запорной арматурой;

сливными люками цилиндрическими резьбовыми или прямоугольными резьбовыми;

стойками освещения;

перильными ограждениями и тентовым каркасным укрытием.
Промежуточный резервуар наравне с блоками очистки и приготовления жидкостей является неотъемлемой частью системы. В резервуаре имеются верхние люки и лестницы для очистки от шлама. Комплектность промежуточных и приёмных резервуаров определяется Заказчиком.
Резервуар долива – предназначен для приема бурового раствора от шламового или бурового насоса и долива скважины при спускоподъемных операциях в процессе бурения.
В состав блока доливного входят рамное основание, резервуары, лестницы, переходные площадки, визуальный поплавковый уровнемер. При необходимости резервуары оснащаются встроенными парорегистрами. Высота и количество рамных оснований, объем и количество емкостей могут быть

51 изменены применительно к конкретным типам буровых установок.
Монтаж модулей блока долива производятся путем их установки на центрирующие конусы и крепления откидными кронштейнами.

Резервуар хранения химических реагентов БХХ – предназначен для хранения химических реагентов.

Резервуар грязевой двухсекционый – предназначен для накопления и переработки отходов бурения.

Резервуар грязевой трехсекционный – предназначен для накопления и переработки отходов бурения.

Резервуар для приготовления расворов утепленный БПРУ
(утепленный) – применяется для приготовления и химической обработки буровых растворов.

Резервуар приемный (промежуточный) – предназначен для хранения и подачи бурового раствора. Используются в составе циркуляционных систем буровых установок всех классов.

Мерный резервуар – применяется для приема и измерения уровня бурового раствора.

Резервуар блока очистки – предназначен для сбора и очистки бурового раствора.

Резервуар для приготовления растворов и эмульсий БПР
(модификация установки осреднительной) – предназначен для приготовления буровых и тампонажных растворов (в качестве осреднительного резервуара), как на водной, так и на углеводородной основе, растворов химических реагентов и различных технологических жидкостей, в том числе для освоения и капитального ремонта скважин. Применяется автономно или в составе циркуляционных систем буровых установок [9].
Установка специального бессальникового насоса позволяет перекачивать различные типы абразивных растворов, в том числе утяжеленные буровые и тампонажные растворы любой плотности.
Форма днища и расположение всасывающего трубопровода обеспечивает

52 полное опорожнение резервуара. Подключение к диспергатору напорной линии цементировочного агрегата позволяет обеспечить быстрое и качественное измельчение и активацию твердой фазы растворов (бентонитовый глинопорошок, цемент), растворение полимерных реагентов, а также качественное приготовление гидрофобных эмульсионных растворов.

Резервуар очистки бурового раствора – предназначен для хранения бурового раствора. Применяется в составе циркуляционных систем.

Резервуар накопительный – предназначен для хранения бурового раствора. Применяется в составе циркуляционных систем.

Резервуар бурового раствора – предназначен для приготовления и хранения водных и водно–щелочных растворов химических реагентов, буровых растворов на водной и углеводородной основе, а также спецжидкостей при строительстве и капитальном ремонте скважин [8].
2.2.3 Блок очистки
Поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а, следовательно, и на технико–экономические показатели бурения, поэтому очистке буровых растворов от вредных примесей уделяют особое внимание
Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко– и илоотделители), сепараторы, центрифуги.
Кроме того, в наиболее неблагоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой раствор обрабатывают реагентами–флокулянтами, которые позволяют повысить эффективность работы очистных устройств
Несмотря на то, что система очистки сложная и дорогая, в большинстве случаев применение ее рентабельно вследствие:

значительного увеличения скоростей бурения;

53

сокращения расходов на регулирование свойств бурового раствора;

уменьшения степени осложненности ствола;

удовлетворения требований защиты окружающей среды.
При выборе оборудования для очистки буровых растворов учитывают многообразие конкретных условий. В противном случае возможны дополнительные затраты средств и времени.
Каждый аппарат, используемый для очистки раствора от шлама, должен пропускать количество раствора, превышающее максимальную производительность промывки скважины (исключая центрифугу).
В составе циркуляционной системы аппараты должны устанавливаться в строгой последовательности.
При этом схема прохождения раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина – газовый сепаратор – блок грубой очистки от шлама (вибросита) – дегазатор – блок тонкой очистки от шлама (песко– и илоотделители, сепаратор)– блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель).
Разумеется, при отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации. При использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют глиноотделители и центрифуги, а при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители
(песко–и илоотделители).
Иными словами, каждое оборудование предназначено для выполнения вполне определенных функций и не является универсальным для всех геолого–
технических условий бурения.
Следовательно, выбор оборудования и технологии очистки бурового раствора от шлама основывается на конкретных условиях бурения скважины.
Чтобы выбор оказался правильным, необходимо знать технологические возможности и основные функции оборудования.
Обычно в буровом растворе в процессе бурения скважины присутствуют твердые частицы различных размеров.

54
Размер частиц бентонитового глинопорошка изменяется от единицы до десятков микрометров, порошкообразного барита – от 5–10 до 75 мкм, шлама – от 10 мкм до 25 мм. Но пока частицы шлама достигнут циркуляционной системы, они уменьшатся за счет механического измельчения и диспергирования.
В результате длительного воздействия частицы шлама постепенно превращаются в коллоидные частицы (размером менее 2 мкм) и играют весьма заметную роль в формировании технологических свойств бурового раствора.
При идеальной очистке из бурового раствора должны удаляться вредные механические примеси размером более 1 мкм.
Однако технические возможности аппаратов и объективные технологические причины не позволяют в настоящее время достичь этого предела. Лучшие мировые образцы вибросит (ВС–1, В–21, двухсеточное одноярусное сито фирмы "Свако", двухъярусное вибросито фирмы "Бароид" и др.) позволяют удалять из бурового раствора частицы шлама размером более
150 мкм.
Максимальная степень очистки при использовании глинистых растворов достигает 50 %. Это практически технологический предел вибросита при бурении глинистых отложений с промывкой их водными растворами.
Применение гидроциклонного пескоотделителя позволяет увеличить степень очистки бурового раствора до 70–80 %.
Удаляются частицы шлама размером более 40 мкм. Для более глубокой очистки применяют батарею гидроциклонов диаметром не более 100 мм – илоотделителей. С помощью этих аппаратов удается очистить буровой раствор от частиц шлама размером до 25 мкм и повысить степень очистки до 90 % и более.
Более глубокая очистка от шлама сопряжена с применением очень сложных аппаратов – высокопроизводительных центрифуг, и поэтому обычно экономически невыгодна [10].

55
Дальнейшее уменьшение содержания твердой фазы в буровом растворе осуществляется разбавлением либо механической обработкой небольшой части циркулирующего бурового раствора, в результате которой из него удаляется избыток тонкодисперсных (размером 10 мкм и менее) частиц.
Механическими средствами можно достичь очень глубокой очистки неутяжеленного бурового раствора.
Для утяжеленного раствора степень очистки ограничивается необходимостью сохранения в растворе утяжелителя. Поэтому механическими аппаратами из утяжеленного раствора практически могут быть извлечены частицы шлама размером лишь до 74 мкм
Частицы шлама размером от 5–10 до 75–90 мкм невозможно отделить от частиц барита, а так как потери барита недопустимы вследствие его высокой стоимости, дальнейшее улучшение степени очистки утяжеленного раствора обычно осуществляют переводом частиц шлама в более грубодисперсное состояние (например, путем применения флокулянтов селективного действия).
При этом большое внимание уделяют регулированию содержания и состава твердой фазы с помощью центрифуги или гидроциклонных глиноотделителей
[10].