Бурение. 2 общее пособие бурение. Учебнометодическое пособие Бурение 1 Осадочные породы образовались за счет накопления в вод
 Скачать 3.19 Mb.
|
|
Эксплуатация электробуров При подготовке электробуров к бурению проверяют степень заполнения их лубрикаторов маслом и сопротивление изоляции обмотки. Контактный стержень смазывают касторовым маслом, а электробур опускают в скважину, затем свинчивают свечи и спускают колонну. После спуска каждой свечи проверяют сопротивление ее изоляции прибором, установленным на посту бурильщика. Если колонна собирается первый раз, проверяют направление вращения электробура по реактивному моменту. По мере роста глубины скважины увеличивается длина токо-подвода и уменьшается напряжение на вводном стержне электробура. Для поддержания номинального напряжения на двигателе в зависимости от длины кабеля и режимов его работы применяют трансформаторы с отводами на первичной и вторичной обмотках, которые периодически переключают. Если на трансформаторе установить такое напряжение, чтобы при номинальной нагрузке двигателя на его зажимах оно было номинальное, то во время холостого вращения напряжение в двигателе будет выше номинального, соответственно будет выше и сила тока. С повышением нагрузки двигателя напряжение на его зажимах снижается, падает реактивная и возрастает активная составляющие тока. После окончания работы электробур извлекают на поверхность, измеряют сопротивление изоляции, заполняют лубрикаторы смазкой и осматривают его. Затем электробур вновь спускают в скважину. Профилактические и ремонтные работы проводят в специально оборудованных мастерских. Электробурами бурят скважины глубиной более 5000 м. Ориентирование отклонителей Ориентирование отклонителей на забое — наиболее ответственная операция при искусственном искривлении. На рис. VI.13 показано несколько способов и приборов, используемых для этой цели. Сокращение затрат труда, ускорение процесса ориентирования, а главное наибольшую точность ориентации обеспечивает применение переводника с магнитом и инклинометра. Способ ориентирования заключается в том, что в плоскости искривления размещают постоянный магнит, на который ориентируется магнитная стрелка инклинометра.   Рис. Схема ориентирования отклонителей в скважине Рис Приборы для ориентирования средств искусственного искривления скважин: а — магнитный переводник; б — переводник с ножами; в — забойный инклинометр; г — прибор Шаньгина — Кулигина; д — прибор Амбарцумова Магнит находится в специальном переводнике (рис. а). В конструкцию магнитного переводника входят корпус 5, магнитное тело 1, бронзовая втулка 2 и центровочное кольцо 3. Инклинометр 4 с грузом 6 спускают через бурильные трубы. Проходя в отверстие втулки, инклинометр занимает центральное положение в магнитном переводнике. Дальнейшему его спуску в бурильной колонне препятствует ограничитель 7 магнитного переводника. Ориентирование ведется в следующем порядке: а) инклинометр спускают в бурильные трубы и при плавном движении вставляют его в магнитный переводник до упора в ограничитель; б) определяют положение плоскости искривления и направление искривления по отношению к сторонам света, замер повторяют трижды, каждый раз приподнимая инклинометр на 10-—20 м и опуская его на прежнее место; в) поворачивают ротором бурильную колонну на необходимый угол и проверяют инклинометром правильность направления искривления. При определении угла установки отклонителя необходимо учитывать, что за счет реактивного момента турбобура бурильная колонна закручивается. С увеличением глубины скважины угол закручивания возрастает. Средства искусственного искривления ориентируются инклинометром и без магнитного переводника с помощью немагнитных труб (4—8 м). В этом случае определяют азимут и угол наклона ствола скважины около забоя. Используются инклинометры ЗИ-1, ЗИ-2, ЗИ-Ш, аналогичные по принципу работы. Инклинометр состоит из корпуса и измерительной системы. При спуске измерительная система заторможена и начинает работать только при насадке инклинометра на специальный переводник. После заранее отрегулированной выдержки измерительная система затормаживается и инклинометр поднимают на поверхность. Измерительная система инклинометра ЗИ-1 (рис. в) состоит из вращающейся рамки 2, буссоли с магнитной стрелкой 4 для измерения азимута искривления, отвеса 19 для измерения зенитного угла, вспомогательного лимба 3 для определения положения отклонителя относительно сторон света, стопорного фиксатора 5, свинцовой печати 12, верхней части корпуса 18, нижней части корпуса 15, груза 9, соединительных пальцев 16, вставляемых в прорези 10, диска 6 и нажимного штока 8, освобождающих измерительную систему от стопорения, гидравлического реле 7, вызывающего стопоренис после замера, стакана 13, в который вставляют пробирку 14 с плавиковой кислотой, компенсатора 17 для выравнивания наружного и внутреннего давлений, кольцевого лимба 11, колпака /. Глубина спуска инклинометра ограничена переводником с ножами (рис. б), которые ориентированы строго параллельно плоскости искривления. Выше этого переводника находятся немагнитные трубы, в Качестве которых используют ЛБТ. При ориентировании отклоняющих устройств в скважинах, имеющих угол наклона у забоя не менее 5°, можно использовать приборы Шаньгина— Кулигина, Амбарцумова и другие подобного действия. Прибор Шаньгина—Кулигина (рис. г) состоит из стакана 1, в котором между резиновыми прокладками плотно установлена стеклянная пробирка 2, наполовину наполненная плавиковой кислотой и закрытая резиновой пробкой. Стакан 1 закрыт крышкой 3 и колпаком 4, который в верхнем конце имеет дужку для соединения с канатом. Стакан оканчивается свинцовой печатью. Направление ствола скважины и величину его отклонения от вертикали определяют по наклону отпечатка, полученного на пробирке на границе плавиковой кислоты и воздуха. Прибор Амбарцумова (рис. д) отличается от прибора Шаньгина —Кулигина наличием эксцентричного груза 1, который всегда в наклонной скважине располагается ориентированно по отношению к плоскости искривления скважины. Прибор также имеет стакан 3 для пробирки с кислотой и свинцовую печать 4. Его спускают на тросике 2. Средства искривления скважины с помощью инклинометра, приборов Шаньгина — Кулигина и Амбарцумова ориентируют по схеме, приведенной на рис. Бурильную колонну поворачивают по часовой стрелке до совпадения плоскости и направления искривления. Угол поворота определяют из уравнения  где  —угол установки отклонителя;   — угол между плоскостью искривления отклоняющих устройств и плоскостью фактического искривления скважины;  — угол закручивания колонны от реактивного момента турбобура.1.14. РОТОРЫ Ротор предназначен для передачи вращения бурильной колонне при роторном бурении и восприятия реактивного крутящего момента колонны, создаваемого забойными двигателями при турбинном и электробурении. Реактивный момент воспринимается квадратными вкладышами, надетыми на ведущую трубу, а также специальным стопорным устройством в стволе ротора, при включении которого вращение стола становится невозможным. Бурильные трубы, находящиеся в стволе скважины, заторможены в роторном столе, а вал забойного двигателя вместе с долотом продолжает вращаться. Ротор служит и для удержания на весу колонны бурильных и обсадных труб. Он используется при ловильных и каротажных работах. Привод его осуществляется через буровую лебедку цепной или карданной передачей от КПП, а также в отдельных случаях от индивидуального привода. Ротор (рис- IV.14) состоит из следующих основных узлов и деталей. Станина 7 — основной элемент ротора представляет собой стальную отливку, внутри которой смонтированы почти все остальные узлы и детали, за исключением крышки 1 и цепного колеса 9. Внутренняя полая часть станины является также масляной ванной для конической пары и опор стола ротора. Стол ротора 2 —основная вращающаяся его часть, приводящая во вращение при помощи разъемных вкладышей 4 и зажимов 5 ведущую трубу и соединенную с ней спущенную в скважину бурильную колонну. Стол ротора монтируется на двух шаровых опорах: главной 3 и вспомогательной 8. Главная опора 3 воспринимает осевые статические нагрузки от веса колонны и действующие динамические нагрузки — радиальную от передаваемого крутящего момента и осевые от трения ведущей трубы о вкладыши при подаче колонны труб и от веса стола ротора. Вспомогательная опора 8 воспринимает радиальные нагрузки от зубчатой передачи и от осевых ударов при бурении или подъеме колонны. Лабиринтные уплотнения между корпусом и столом ротора 2 исключают проникновение бурового раствора. Приводной вал в установлен в станине на двух роликовых подшипниках. Кронштейн И предназначен для присоединения механизма подъема и опускания клиньев. Стопорное устройство 10 фиксирует роторный стол. Рис. Ротор в разрезе  Техническая характеристика роторов Тип ротора Р560-ШВ У7-520-3 У7-560-6У7-760 ' «Бакинец» Максимальная статическая на грузка на стол, МН . . . .1,62,03,24,0 Максимальный вес бурильной колонны, МН .......1,01,32,03,0 Максимальная передаваемая мощность, кВт 250400360600 Максимальная частота враще ния стола ротора, об/мим . .320300250230 Диаметр проходного отверстия стола ротора, мм560520 560760 Число шаров диаметром 75 мм основной опоры 26253136 Число шаров диаметром 50 мм вспомогательной опоры ...26243636 Габариты, мм: длина2310 2250 22702620 ширина1350140016101880 высота 775750750800 Масса ротора, т ......4,04,86,6 10,7 Пневматическиеклиновыезахваты используют для облегчения труда буровых рабочих и ускорения СПО. Они предназначены для механизированного захвата и удержания на весу бурильных труб в столе ротора при СПО и обсадных труб при спуске их в скважину. Пневматические клинья, встраиваемые в ротор, выпускают в настоящее время почти для всех роторов глубокого разведочного и эксплуатационного бурения. Клиновые захваты выпускают двух типов: ПКР-У7 и ПКР-Ш8. Конструкции их одинаковы, они различаются в основном наружным диаметром корпуса. Индивидуальный привод ротора Часто привод ротора осуществляется через лебедку с помощью цепной или карданной передачи от главного привода, мощность которого может достигать 800 кВт- Индивидуальный привод ротора (ПИР) предназначен для роторного бурения скважин, чтобы освободить буровую лебедку от функций передаточного механизма между силовым приводом и ротором. Этот привод устанавливают на буровой перпендикулярно к приемным мосткам; он соединяется карданным валом непосредственно с валом ротора. Было создано несколько типов таких приводов: ПИР-1-4; ПИР-2-4; агрегат форсированного бурения и др. Индивидуальные приводы позволяют снизить шум в буровой вследствие устранения роторной цепи, увеличить частоту вращения роторного стола, экономить электроэнергию и др. В связи с бурением скважин па большие глубины, особенно в осложненных условиях, создан индивидуальный привод ротора ПИРШ4-2А, применяющийся на промыслах Азербайджана три бурении скважин роторным способом. Монтаж ротора В зависимости от типа буровых установок привод ротора осуществляется от буровой лебедки или отиндивидуального привода ротора (ПИР). Ротор монтируют по центру скважины на двух подроторных балках, которые устанавливают на металлические основания или специальные фундаменты. Современные конструкции оснований буровых установок комплектуют подроториыми балками, которые определяют место монтажа ротора. Его можно устанавливать также и па деревянных брусьях. Ротор поднимают на основании при помощи крана, а па подроторные балки — при помощи троса, перекинутого через ролик козловой части вышки после установки шахтового направления. Правильность монтажа ротора проверяется по точке пересечения шнуров, натянутых по диагоналям основания вышки. Вертикальная ось ротора должна совпадать с отвесом, опущенным из точки пересечения шнуров. В горизонтальной плоскости ротор проверяется но уровню. Если привод ротора осуществляется от цепной передачи лебедки, то продольная ось ротора должна находиться на поперечной оси буровой. В этом случае проверяется правильность монтажа ротора по совпадению звездочек ротора и лебедки в одной плоскости. Перекос цепи должен быть не более 2 мм на 1 м цепи- При монтаже ротора и лебедки на обособленных фундаментах между станиной ротора и рамой лебедки устанавливают распорки, которые предохраняют ротор от смещения в сторону лебедки при натяжении цепи. 2.14.Виды наклонного бурения Применяют следующие виды наклонного бурения: последовательное бурение нескольких наклонных скважин с одной площадки; последовательное бурение двух скважин с помощью одного комплекта бурового оборудования одной буровой бригадой; параллельное бурение двух скважин с помощью одного комплекта бурового оборудования одной буровой бригадой; бурение скважины, заканчивающейся несколькими забоями; бурение скважины с горизонтальным вхождением в пласт. Последовательное бурение нескольких наклонных скважин с одной площадки осуществляется двумя способами. 1. Вышка и один комплект бурового оборудования монтируются так, чтобы насосная находилась на расстоянии 20—40 м от устья скважины. После окончания бурения первой скважины передвигается только вышка с привышечным оборудованием на расстояние 8 м, а насосная остается на прежнем месте. Затем под соединяют выкидные линии от насосов к новому стояку, соединяют новое устье скважины с желобной системой и приступают к бурению второй скважины. После окончания бурения второй скважины передвигают вышку с оборудованием еще па 8 м, а насосную не демонтируют. Обвязав выкидные линии со стояком и соединив желобную систему с новым устьем, начинают бурение третьей скважины и т. д. 2. Монтируют две вышки и буровое оборудование к ним. Насосную размещают так, чтобы она обеспечивала одновременное бурение двух скважин (вработе не менее четырех насосов). После окончания бурения первой пары скважины перемещают вышки на 8 м, подсоединяют насосы, удлиняют желоба и начинают бурить вторую пару скважин и т. д. Для последовательного бурения двух скважин одним комплектом бурового оборудования предусматривают возможность смещения ротора. Сначала бурят скважину при расположении ротора около лебедки. Для этого центрируют вышку над ротором, наклоняя ее в сторону лебедки. Отклонение верха вышки на 0,6— 0,8 м достигается подкладыванием под ее передние ноги брусьев. Закончив строительство первой скважины (спускают эксплуатационную колонну, цементируют, опрессовывают), передвигают ротор в сторону мостков, центрируют над ним вышку, перемещают желобную систему к новому устью и начинают бурение. После окончания бурения второй скважины приступают к поочередному освоению. Расстояние между устьями скважин 1,2—1,8 м. При данном способе бурения сокращается объем работ (а соответственно затраты времени и средства) на сооружение фундаментов, строительство, монтаж и демонтаж оборудования. Параллельное бурение двух скважин с помощью одного комплекта бурового оборудования осуществляется с использованием специального оборудования. Вышка В-41Х200 имеет измененное верхнее основание в виде прямоугольника со сторонами 2x3 м вместо квадрата 2x2 м. Перемещающийся кронблок позволяет центрировать талевую систему над одной из скважин. На буровой два спаренных ротора с расстоянием между центрами 1,5 м. Привод их осуществляется  Рис. Схемы размещения оборудования при параллельном бурении двух скважин: а — вспомогательные работы в стволе 1, бурение в стволе 2; 6 — спуск бурильной колонны в стволе 1, подъем бурильной колонны в стволе 2; в — бурение в стволе 1, вспомогательные работы в стволе 2 от лебедки, управление —с пульта бурильщика. Остальное оборудование стандартное. Схема установки оборудования показана на рис. VI.15. Талевую систему при помощи подвижного кронблока устанавливают над ротором, ближайшим к лебедке, и бурят первый ствол на глубину, необходимую для спуска кондуктора. По окончании бурения поднимают бурильную колонну и устанавливают свечи за палец. Затем спускают и цементируют кондуктор. В период твердения цементного раствора в первом стволе бурят второй на глубину спуска кондуктора. После спуска и цементирования второго кондуктора возобновляют бурение первого ствола. После отработки долота поднимают бурильную колонну. Не устанавливая свечи за палец, переносят их (по мере отвинчивания) с помощью передвижного кронблока к ротору второго ствола. Первую перенесенную свечу свинчивают с отклонителем, а все остальные —с бурильной колонной. После отработки долота поднимают колонну из второго ствола и спускают в первый. В таком, порядке поочередно бурят два ствола. Совмещение подъема и спуска сокращает затраты времени на 10—12%. Использование второго помощника бурильщика на работах у ротора и у лебедки облегчает и ускоряет спуско-подъемные операции. Дополнительная экономия достигается за счет работ в одном стволе в период твердения цементного раствора в другом. Замеры зенитного угла скважины и инклинометрические работы осуществляются в одном стволе во время бурения другого. Сокращаются подготовительно-заключительные работы (сборка, разборка труб, опрессовка и т. д.). Скважины, заканчивающиеся несколькими забоями, или с горизонтальным вхождением в пласт, бурят с целью увеличения поверхности фильтрации. Выбор типа скважины (горизонтальное вхождение в пласт или с несколькими забоями) зависит от геологических условий месторождения. Если разрабатываемый горизонт представлен устойчивыми породами и возможна добыча нефти из скважины, имеющей открытый забой, следует заканчивать скважину несколькими забоями. В этом случае скважину до продуктивного пласта бурят вертикально, а далее разветвляют путем проходки нескольких резко искривленных стволов. С целью увеличения длины каждого разветвления в пределах горизонта необходимо существенно искривлять стволы скважины. Поэтому используют только жесткие отклонители и укороченные турбобуры. Важным фактором является самопроизвольное ориентирование отклонителя на забое. При углах искривления отклонителей более 2°30/ и углах наклона скважины свыше 15—20° плоскости искривления скважины и отклонителя совпадают с достаточной точностью. В связи с этим при бурении скважин, заканчивающихся несколькими забоями, отпадает необходимость ориентирования отклонителя на забое после набора зенитного угла. |