Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 2.1. Схема буровой установки для глубокого вращательного бурения:

1 -- талевый канат; 2 -- талевый блок; 3 -- вышка; 4 -- крюк; 5 -- буровой шланг; 6 -- ведущая труба; 7 -- желоба; 8 -- буровой насос; 9 -- двигатель насоса; 10-- обвязка насоса; 11 -- приемный резервуар (емкость); 12-- бурильный замок; 13 -- бурильная труба; 14 -- гидравлический забойный двигатель (при роторном бурении не устанавливается); /5--долото; 16-- ротор; /7--лебедка; 18-- двигатели лебедки и ротора; 19 -- вертлюг

К верхней неподвижной части вертлюга шарнирно прикреплен штроп, при помощи которого вертлюг подвешивается на подъемном крюке, связанном с подвижным талевым блоком. На самом верху буровой вышки установлен кронблок, состоящий из нескольких роликов.

Во время бурения колонна труб висит на крюке и опускается по мере углубления. Как только долото срабатывается, всю колонну труб поднимают на поверхность для его замены.

Пробурив с поверхности земли скважину на глубину 30...600 м, в нее спускают кондуктор, служащий для перекрытия слабых (неустойчивых) пород или верхних притоков воды и для создания вертикального направления ствола скважины при дальнейшем бурении. После спуска кондуктора производят цементирование (тампонаж), т.е. закачивают цементный раствор через обсадные трубы в кольцевое пространство между ними и стенками скважины. Цементный раствор, поднимаясь вверх, заполняет затрубное пространство. После затвердения цементного раствора бурение возобновляется.

В скважину опускают долото, диаметр которого меньше диаметра предыдущей обсадной колонны. Затем в пробуренную до проектной глубины скважину спускают колонну обсадных труб (эксплуатационную колонну) и цементируют ее. Цементирование производят для того чтобы изолировать друг от друга водоносные и нефтеносные пласты. Если при бурении под эксплуатационную колонну возникают большие осложнения, препятствующие успешному бурению, то после кондуктора спускают одну или две промежуточные (технические) колонны.

2.3 Цикл строительства скважин. Баланс календарного времени и понятие о скорости бурения

Полный цикл строительства скважины состоит из следующих основных элементов:

· подготовительные работы к строительству скважины (устройства подъездного пути, фундаментов, планировка площади и т.п.);

· вышкомонтажные работы (строительства или перетаскивания вышки, монтажа бурового оборудования, установки его на фундамент);

· подготовительные работы к бурению скважины;

· бурение скважины (проходки и крепления);

· испытания скважины на приток нефти или газа;

· демонтаж бурового и силового оборудования, вышки и привышечных сооружений.

Производственный цикл сооружения скважины начинается с момента строительства вышки (рытья котлованов под фундамент буровой) и завершается в эксплуатационном бурении испытанием скважины на промышленный приток нефти, а в разведочном -- испытанием всех намеченных объектов.

Начало бурения скважины -- момент первого спуска бурильной колонны для проходки, а окончание бурения -- момент окончания выброса бурильных труб на мостки после промывки скважины и испытания колонны на герметичность.

Для определения продолжительности наиболее трудоемкого этапа -- бурения скважины -- составляется баланс календарного времени. Баланс календарного времени включает в себя следующие элементы.

1. Производительное время бурения t_np, в том числе:

время на проходку -- t_м -- механическое бурение, t_сп -- спуско-подъемные работы;

время на подготовительно-вспомогательные работы (смена долота, приготовление глинистого раствора и т.д.) t_пвр;

время на крепление скважины (спуск обсадной колонны и ее цементирование) t_кр.

2. Время на ремонтные работы (проведение профилактики оборудования, устранение неисправностей, возникающих в период бурения и крепления скважины) t_рем.

3. Время на ликвидацию осложнений, возникающих в стволе скважины по геологическим причинам, t_ос.

4. Непроизводительное время t_н, включающее в себя: время на ликвидацию аварий 4;

потери времени из-за простоев по организационно-техническим причинам t_n.

Баланс календарного времени бурения и крепления имеет следующий вид:

Баланс календарного времени и его отдельные элементы служат основой определения различных скоростей бурения, определяющих темпы строительства скважины.

Техническая скорость бурения определяется проходкой за 1 мес производительных работ буровой установки (м/ст.-мес):

где Н_п -- общая проходка (плановая или фактическая) за определенный период времени (глубина скважины), м; 720 -- продолжительность 1 ст.-мес бурения, ч.

Показатель технической скорости используется для сравнительной оценки эффективности новой техники, различных способов бурения.

Коммерческая скорость бурения определяется проходкой за 1 мес работы буровой установки (м/ст.-мес):

На величину коммерческой скорости влияют факторы технико-технологического и организационного характера. Повышение v_k требует сокращения и ликвидации непроизводительного времени, уменьшения абсолютных затрат производительного времени путем ускорения проведения операций. Это может быть достигнуто на основе совершенствования буровой техники и технологии, механизации трудоемких операций, улучшении организации производства.

Цикловая скорость строительства скважины (м/ст.-мес) определяется проходкой за время цикла сооружения скважины:

где Tц -- время цикла сооружения скважины, ч.

Цикловая скорость характеризует технический и организационный уровни буровых работ, отражает эффективность совместного действия бригад, участвующих в цикле сооружения скважины (вышкомонтажных буровых бригад и бригад по испытанию скважин).

2.4 Буровые установки глубокого бурения

Скважину бурят при помощи буровой установки, представляющей собой сложный комплекс машин, механизмов, аппаратуры, металлоконструкций, средств контроля и управления, расположенных на поверхности.

В комплект буровой установки входят: вышка для подвешивания талевой системы и размещения бурильных труб, оборудование для спуска и подъема инструмента, оборудование для подачи и вращения инструмента, насосы для прокачивания промывочной жидкости, силовой привод, механизмы для приготовления и очистки промывочной жидкости, механизмы для автоматизации и механизации спускоподъемных операций (СПО), контрольно-измерительные приборы и вспомогательные устройства. В комплект буровой установки входят также металлические основания, на которых монтируется и перевозится оборудование.

Различные условия и цели бурения при наличии большого разнообразия глубин и конструкций скважин не могут быть удовлетворены одним типоразмером буровой установки, поэтому отечественная промышленность (ОАО «Уралмаш» и ОАО «Волгоградский завод буровой техники») выпускает ряд буровых установок (БУ).

ОАО «Уралмаш» выпускает комплектные буровые установки (табл. 2.1) и наборы бурового оборудования (ИБО) для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной 2500... 8000 м с дизельным (Д) и дизель-гидравлическим (ДГ) приводами, электрическим приводом переменного тока (Э) и регулируемым (тиристорным) электроприводом постоянного тока (ЭР) с питанием от промышленных сетей, а также от автономных дизель-электрических станций (ДЕ).

Волгоградский завод буровой техники (ВЗБТ) производит комплектные буровые установки для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной 1000...3500 м (табл. 2.2) с дизельным (Д) и дизель-гидравлическим (ДГ) приводами, электрическим приводом переменного тока (Э) и регулируемым (тиристорным) электроприводом постоянного тока (ЭП) с питанием от промышленных сетей, а также от автономных дизель-электрических станций (ДЭП).

Буровую установку для бурения конкретной скважины или группы скважин выбирают по допускаемой нагрузке на крюке, которую не должна превышать масса (в воздухе) наиболее тяжелой обсадной колонны.

Использование установок более высокого класса, чем это требуется по конструкции скважины, нерационально, так как, не давая существенного повышения скорости бурения, это приводит к увеличению стоимости работ. При выборе типоразмера и модели установки данного класса следует учитывать конкретные геологические, климатические, энергетические, дорожно-транспортные и другие условия бурения. В соответствии с этим выбирается тип привода (дизельный, электрический и т.д.), а также схема монтажа и транспортировки буровой установки. Каждая буровая установка характеризуется схемами транспортирования, монтажа и монтажно-транспортной базой. Установки для бурения скважин на нефть и газ подразделяются на самоходные и несамоходные. В странах СНГ бурение на нефть и газ осуществляется в основном несамоходными буровыми установками.

Для несамоходных буровых установок характерны следующие три метода монтажа и транспортировки: агрегатный (индивидуальный), мелкоблочный и крупноблочный.

Агрегатный метод заключается в индивидуальной транспортировке и монтаже каждого агрегата установки и применяется, как правило, при ее первичном монтаже. Для повторного и последующего монтажа агрегатным способом установку разбирают на агрегаты и узлы и перевозят на универсальном транспорте на новую точку бурения, где вновь монтируют оборудование и сооружения. Этот метод связан с большим комплексом трудоемких работ (строительных, плотничных, слесарных, подсобно-вспомогательных и др.), выполняемых при разборке и монтаже буровых установок на новом месте, что вызывает увеличение сроков монтажа. Поэтому агрегатный метод в настоящее время применяется редко, в основном при бурении опорных скважин, монтаже буровых установок большой грузоподъемности и при перевозке установок на большие расстояния.Таблица 2.1 Технические характеристики буровых установок ОАО «Уралмаш»

	Тип буровой установки
Показатели	БУ3200/200ЭУК-2М2, БУ3200/200ЭУК-М2У, БУ3200/200ЭУК-М2Я	БУ3200/200ЭУ-1М, БУ3200/200ЭУ-1У	БУ3200/200ЭУК-ЭМА	БУ3200/200ДГУ-М, БУ3200/200ДГУ-1У, БУ3200/200ДГУ-Т	БУ5000/320ДГУ-1, БУ3200/320ДГУ-1Т	БУ5000/320ЭР БУ5000/320ЭР-О	БУ5000/320ЭУК-Я	БУиКОС320ДЕ	БУ6500/400ЭР	БУ5000/450ЭР-Т	БУ8000/500ЭР, БУЦМОСЗООДЕ	НБО-1К	НБО-Д	НБО-Э	БОЗД86-1	БОЗД86-2
Допустимая нагрузка на крюке, кН	2000	2000	2000	3200	3200		4000	4500	5000	2000	2250	2250	3200	3260
Условная глубина бурения, м	3200	3200	3200	5000	5000	6500	5000	8000	3200	3600	3600	5000	5000
Скорость подъема крюка	0,2 ± 0,05	0,1. ..0,2	0,2	0,2	0,1. ..0,2	0,1. ..0,2	0,2	0,2	0,2	0,19	0,18	0,16	0,16
при расхаживании колонны, м/с
Скорость подъема элеватора	1,5	1,5	1,5	1,82	1,6	1,6	1,5	1,6	1,5	1,58	1,5	1,43	1,43
(без нагрузки), м/с, не менее
Расчетная мощность на входном валу	670	670	670	1100	1100	1475	1 100	2200	670	710	700	690	690
подъемного агрегата, кВт
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700	700	700	700	700	700	700	950	700	700	700	700	700
Расчетная мощностьпривода ротора,	370	370	280	370	370	440	440	500	370	370	370	218	218
кВт
Мощность бурового насоса, кВт	950	950	970	950	950	М800	950	1 180	1 180	600	600	600	600	600
Вид привода	Э	ЭР	ДГ	ДГ	ЭР	ЭР	ЭР	ЭР, ДЕ	Э	Д	Э	Д	Д
Высота основания (отметка пола	7,2	6,0	--	--	--	8,0 6,2 9,4	8,0	8,0	8,0	10,0	7,2	--	--	6,5	6,5/8,0
буровой), м
Просвет для установки стволовой	5,7	4,7	--	--	--	6,7 5,0 7,4	6,7	6,7	6,7	8,5	5,7	--	--	5,2	5,2/6,7
части прсвснторов, м

Мелкоблочный метод заключается в том, что агрегаты и узлы установки перевозят и монтируют на металлических основаниях. Такое основание со смонтированным на нем каким-либо узлом установки составляет мелкий блок (секцию-модуль). Число таких блоков определяется конструкцией установки, условиями разработки месторождения и географическими условиями. Обычно буровая установка расчленяется на 15...20 мелких блоков, габаритные размеры и масса которых позволяют перевозить их на универсальном транспорте, а в труднодоступных районах -- на вертолетах.

Этот метод монтажа буровых установок широко применяют в разведочном бурении, а в некоторых районах и в эксплуатационном бурении, когда из-за сложных природно-географических условий невозможно перевозить установки крупными блоками.

Крупноблочный метод заключается в перевозке агрегатов и узлов установки крупными блоками на специальном транспорте (тяжеловозах, подкатных тележках на гусеничном или пневмоколесном ходу), установке блоков на фундаменты и соединении коммуникаций между ними. При этом буровую установку расчленяют на два-три блока массой по 60... 120 т. Крупный блок состоит из металлического основания, перевозимого на специальных транспортных средствах, и смонтированных на нем агрегатов и узлов буровой установки, кинематически связанных между собой. При перевозке таких блоков практически не нарушаются кинематические связи узлов установки и коммуникаций, не демонтируются укрытия, что позволяет исключить трудоемкие работы, выполняемые при других методах монтажа, такие как строительные, плотничные, слесарные и ряд подсобно-вспомогательных. Применение крупных блоков позволяет сократить сроки монтажа буровых установок до минимума. Однако промышленное обустройство нефтяных площадей, наличие линии высоковольтной передачи, железных и шоссейных дорог, а также ограничения, налагаемые охраной земельных угодий, снижают возможности применения этого способа, особенно в центральных районах страны. В то же время обычный и мелкоблочный методы монтажа буровых установок занимают много времени и резко снижают производительность буровых установок.

Промышленностью выпускаются буровые установки, изготовленные так, что они могут перевозиться в зависимости от местных условий различными способами. Эти установки называются установками универсальной монтажеспособности.

Таблица 2.2 Технические характеристики буровых установок ВЗБТ

Показатели	Тип буровой установки
	БУ1600/ 100ДГУ	БУ1600/ 100ЭУ	БУ2500/ 160ДГУМ1	БУ2900/175ЭП-М, БУ2900/175ДЭП-2, БУ2900/ 175ДЭП-3"*	БУ2900/ 175ЭПК	БУ2900/ 175ЭПКМ1	БУ2900/ 175ЭПК	БУ200/ 125ДММ
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	1000	1000 j	1600	1750	1750	1750	2000	1250
Условная глубина бурения, м	1600	1600	2500	2900	2900	2900	2900	2000
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,1. ..0,2	0,22	0,1. ..0,2	0,1. ..0,2	0,1. ..0,2	0,1. ..0,2	0,1. ..0,2	0,1. ..0,2
Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее	1,7	1,7	1,95	1,54	1,54	1,66	1,66	1,5
Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт	300	300	550	550	550	550	550	300
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	560	560	560	560	560	560	560	560
Расчетная мощность привода ротора, кВт	180	180	180	180	180	180	180	180
Мощность бурового насоса, кВт	475	475(600)*	600	600	600	600	600	600
Вид привода	ДГ	э**	ДГ	ЭП, ДЭП	ЭП	ЭП	ЭП	д
Высота основания (отметка пола буровой), м	5,0	5,0(8)	5,5	6,1	7,75	6	8	6,4
Просвет для установки стволовой части превенторов, м	3,86	3,86(6,86)	4,1	4,7	6,4	4,7	6,64	5,05
Масса установки, т	372	343(375)	359	308 (ЭП) 495 (ДЭП)	528	468	706,5	330

* По заказу потребителей. ** Синхронный или асинхронный привод. *** БУ2900/175ДЭП-3 оснащена циркуляционной системой безамбарного бурения на базе импортного оборудования и центрифугой. Предусмотрена утилизация бурового шлама.2.5 Буровые вышки и оборудование для спуска и подъема бурильной колонны

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. Буровые вышки различаются по грузоподъемности, высоте и конструкции (табл. 2.3). Буровые вышки для буровых установок завода «Уралмаш» изготавливаются следующих типов: А-образные типа ВМ, П-образные типа ВМП и четырехопорные типа ВУ (табл. 2.4). А-образные вышки применяются в буровых установках классов 3200/200 и 5000/320, П-образные -- в буровых установках класса 5000/320 (рис. 2.3). Четырехопорные мачтовые вышки используются в буровых установках 6500/400 и 8000/500 (рис. 2.4).

Подъем и опускание вышек осуществляются буровой лебедкой с помощью специальных устройств. Внутри одной ноги вышки имеются лестницы тоннельного типа до подкронблочной площадки, внутри второй -- лестницы маршевого типа с переходными площадками (до платформы верхнего рабочего).

Параметры буровых вышек Волгоградского завода буровой техники приведены в табл. 2.5 и на рис. 2.5.

Любую конструкцию буровой вышки следует рассматривать с точки зрения техники безопасности, что прежде всего относится к основанию, балкону и лестницам.

Рис. 2.2. Спускоподъемное оборудование буровой установки:

1 -- кронблок; 2 -- вышка; 3 -- талевый канат; 4 -- талевый блок; 5 -- крюк; 6 -- буровая лебедка; 7-- неподвижный конец талевого каната

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. Редукторный (агрегатный) сарай, предназначенный для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки. Его пристраивают к вышке со стороны ее задней панели в направлении, противоположном мосткам. Размеры редукторного сарая определяются типом установки.

2. Насосный сарай для размещения и укрытия 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 пленкой. Использование некоторых буровых установок требует совмещения редукторного и насосного сараев.

Таблица 2.3 Основные параметры А- и П-образных мачтовых вышек

Показатели	А-образные вышки	П-образные вышки вмп- 45x320
	ВМА-45x200	ВМР- 45Х200У	ВМР- 45x320 ВМА-45x320
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	2000	2000	3200	3200
Рабочая высота (расстояние от ротора до подкронблочной рамы), м	45	45	45	45
Нагрузка на крюке при испытании, кН	2400	2400	3840	3840
Расстояние между ногами, м	10,3	10,3	10,3	--
База нижняя (расстояние между осями опорных шарниров), м		"		2,6x10,3
Длина свечи, м	25. ..27	25. ..27	25. ..27	25. ..27
Диаметр и толщина трубы, мм	140x8	140x8	140x14	--
Профиль уголка	--	--	--	200x200x17
Соединение секций между собой	Пальцевое	Пальцевое	Пальцевое	Фланцевое
Длина секций, м	11940	11940	11940	11 900. ..12750
Размеры сечения ног вышки, Мм	1640х Х2440	1640х х2440	1640х х2440	1800x3000
Размеры, мм: Н H1 H2 H3 H4 А A1 В B1	44800 6200 3550 4600 16750 10300 - 620 9880	44800 7200 4750 4600 17250 10300 - 650 9635	44800 8200 5300 4600 17750 10300 - 630 4450	44800 8200 2400 4100 17350 10300 2600 250 5250
Масса, кг: секции (максимальная) вышки	3795 36290	3483 30766	4475 41050	7010 69450
Система подъема вышки	Буровой лебедкой с помощью специального приспособления

Таблица 2.4 Основные параметры четырехопорных мачтовых вышек

Показатели	ВУ-45Х400А, ВУ-45х450	ВУ -45x500
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	4000/4500	5000
Рабочая высота (расстояние от ротора до подкронблочной рамы), м	45	45
Нагрузка на крюке при испытании, кН	4800/5400	6000
Расстояние между ногами, м	11x8	11x8
Длина свечи, м	25. ..27	25. ..27
Применяемый профиль уголка: верхней части нижней части	250x250x16 160x160x14	250x250x16 160x160x14
Число секций, шт.	12	12
Соединение секций между собой	Фланцевое на болтах
Длина секций, м	12865. ..9925	9925. ..12 865
Размеры сечения ног вышки, мм	1840x2340	1840x2340
Размеры, мм: H H1 Н2 H 3 H4 H5 H6 А В	44800 8200 8300 5000 20000 1600 4136 8000 11000	44800 10200 10300 5000 20000 1900 4950 8000 11000
Масса, кг: секции (максимальная) вышки	6400 63000	6400 63000
Система подъема вышки	Буровой лебедкой с помощью полиспаста

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 18м.

4. Система устройств для очистки промывочного раствора от 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 горючесмазочных материалов и т. п.

6. Объекты соцкультбыта: столовая, вагоны-общежития и т.п. Буровую лебедку применяют для спуска и подъема бурильной колонны, спуска обсадных колонн, удерживания на весу неподвижной бурильной колонны или медленной ее подачи в процессе бурения. В ряде случаев буровая лебедка используется для передачи мощности от двигателя к ротору, свинчивания и развинчивания труб, подтаскивания грузов и других вспомогательных работ. Лебедка является одним из основных агрегатов буровой установки.

Рис. 2.3. Буровые вышки мачтового типа: а -- вышки А-образные: б -- вышки П-образные

Рис. 2.4. Четырехопорная мачтовая вышка

Спуск и подъем бурильных колонн производят много раз. Все операции повторяются систематически в строго определенной последовательности, а нагрузки на лебедку при этом носят циклический характер. При подъеме крюка мощность подводится к лебедке от двигателей, а при спуске, наоборот, тормозные устройства должны преобразовывать всю освободившуюся энергию в теплоту. 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.

Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой установлены подъемный и трансмиссионные (один или два) валы на подшипниках качения, ленточный и гидравлический или электрический тормоза и пульт управления. Кроме того, на некоторых лебедках монтируются коробки перемены передачи, позволяющие сократить число валов лебедки. По числу валов буровые лебедки делятся на одно-, двух- и трехвальные. Кинематическая связь между валами лебедок осуществляется посредством цепных передач.

Подъемный вал является основным валом буровой лебедки, а в некоторых и единственным. На нем, кроме звездочек цепной передачи, монтируются барабан для навивки талевого каната, ленточный тормоз и муфта, соединяющая вал с гидравлическим или электрическим тормозом.

Трансмиссионный и промежуточный (катушечный) валы буровой лебедки осуществляют кинематическую связь между подъемным валом и приводом лебедки. Трансмиссионный вал в ряде случаев используется для передачи вращения ротору и присоединения к лебедке автомата подачи долота. На промежуточном валу, кроме звездочек цепной передачи для передачи вращения подъемному валу, монтируют специальные катушки для проведения работ по подтаскиванию грузов и свинчиванию и развинчиванию труб при спускоподъемных операциях. Для выполнения этих работ применяются вспомогательные лебедки и пневматические раскрепители. В результате этого упрощаются конструкции буровой лебедки и повышается безопасность работ по подтаскиванию грузов и вспомогательных работ при спускоподъемных операциях.

Таблица 2.5 Параметры буровых вышек ВЗБТ

Показатели	Б4. 01.00.000	Сб. 01/ БУ 2500ЭУ	Б1. 01.00.000 Б11. 01.00.000 Б11. 01.00.000-01	Б12. 01.00.000	Б12. 01.00.000-01
Буровые установки, в которых использованы буровые вышки	БУ 1600/ 100ДГУ, БУ 1600 100 ЭУ	БУ 2900/ 175ДГУ Ml	БУ 2900/ 175ЭП-М, БУ 2900/ 175ДЭП-1, БУ 2900/ 175ЭК	БУ 2900/ 175 ЭПБ Ml	БУ 2900/ 200ЭПК
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	1000	1750	1750	1750	2000
Нагрузка на крюке при испытании, кН	1200	2100	2100	2100	2400
Рабочая высота (расстояние от стола ротора до подкронблочной рамы), м	38,8	42,1	40,8	41,6	41,6
Длина свечи, м	25. ..27	25. ..27	25. ..27	25. ..27	25. ..27
Расстояние между ногами, м	7,5	9,0	7,5	6,5	6,5
Сечение ноги вышки	трехгранное	четырехгранное	трехгранное	четырехгранное	четырехгранное
Число секций, шт.	8	8	6 + + общий наголовник	6 + + общий наголов-ник	6 + + общий наголов-ник
Диаметр и толщина трубы, мм	140x6	140x6	140x12	140x12	140x12
Соединение секций между собой	Фланцево-хомутовое. Секций -- фланцевое, наголовник на осях
Размеры сечения ноги, мм	1640Х х1640х	1640х Х2140	1640х х1640х	1682Х х2183	1682х Х2183
	xl 620		xl 620
Наличие маршевых лестниц	--	Имеются	--	Имеются	Имеются
Размеры, мм:
Н	38800	42400	40800	41640	41640
	5300	5800	5800	6000	8000
	(8300)
H1	3300	3300	3300	2800	4800
	(6 300)
H2	3300	4100	3370	4823	4823
H3	12800 (15800)	11800	15800	13900	15900
H4	3030	2600	3030	9055	11055
	(6030)
H5	7500	9000	7500	6500	6500
А	5855	2865	5800	3300	3300
Масса, кг:
секции (максимальная)	1544	2520	1980	4527	4527
вышки (без механизма подъема)	15200	33300	18500... 18700	31250	31250
Система подъема вышки	От буровой лебедки через систему специального полиспаста

Пневмораскрепители предназначены для раскрепления замковых соединений бурильных труб. Пневмораскрепитель состоит из цилиндра, в котором перемещается поршень со штоком. Цилиндр с обоих концов закрыт крышками, в одной из которых установлено уплотнение штока. На штоке с противоположной стороны от поршня крепится металлический трос, другой конец которого надевается на машинный ключ. Под действием сжатого воздуха поршень перемещается и через трос вращает машинный ключ. Максимальная сила, развиваемая пневматическим цилиндром при давлении сжатого воздуха 0,6 МПа, равна 50... 70 кН. Ход поршня (штока) пневмоцилиндра 740...800 мм.

Рис. 2.5. Типы буровых вышек ВЗБТ: а - Б4.01.00.000; б - С6.01/2500ЭУ; в - Б1, Б11, Б12

Буровые лебедки конструкции завода «Уралмаш» (рис. 2.6), имеющие различные приводные системы, характеризуются высокой приводной мощностью, оптимальными соотношениями диаметра бочки барабана и талевого каната, оборудованы надежными тормозными системами и регуляторами подачи долота на забой, а также механизмами для правильной укладки талевого каната на барабане (табл. 2.6).

Шифр лебедок читают следующим образом: ЛБУ22-720 -- лебедка буровая завода «Уралмагд», натяжение ходового конца талевого каната 22 т (220 кН), расчетная мощность на входном валу лебедки 720 кВт. В некоторых шифрах указывается только расчетная мощность (например, ЛБУЗООО).

Шифр вспомогательного тормоза: ТЭИ-710-45 -- тормоз электрический индукционный, расстояние от основания лебедки до оси 710 мм, максимальной тормозной момент 45 кН-м; УТГ-1450 -- тормоз гидродинамический завода «Уралмащ», активный (максимальный) диаметр 1450 мм.

Регуляторы подачи долота (РПД) позволяют автоматически поддерживать заданную бурильщиком скорость подачи инструмента (табл. 2.7) и в случае необходимости могут быть использованы в качестве аварийного привода для подъема бурильной колонны, а также при подъеме и опускании буровой вышки. Параметры буровых лебедок, выпускаемых Волгоградским заводом буровой техники, приведены в табл. 2.8.

Талевая (полиспастовая) система буровых установок предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка и уменьшения нагрузки на ветви каната (см. рис. 2.2). Через канатные шкивы кронблока и талевого блока в определенном порядке пропускается стальной талевый канат, один конец которого крепится неподвижно (этот конец каната часто называют мертвым концом). Другой конец, называемый ходовым (ведущим), крепится к барабану лебедки.

По грузоподъемности и числу ветвей каната в оснастке талевые системы разделяют на различные типоразмеры. В буровых установках грузоподъемностью 50... 75 т применяется талевая система с числом шкивов 2x3 и 3x4; в установках грузоподъемностью 100...300 т применяют число шкивов 4x5, 5x6, 6х7. В обозначении системы оснастки первая цифра показывает число канатных шкивов талевого блока, а вторая цифра -- число канатных шкивов кронблока.

Кронблок представляет собой раму, на которой смонтированы оси и опоры со шкивами. Иногда рама выполняется как одно целое с верхней частью вышки.

Талевый блок представляет собой сварной корпус, в котором помещаются шкивы и подшипниковые узлы, как и в кронблоках. В буровых установках применяют талевые блоки двух типов: крюкоблок для ручной расстановки свечей; талевый блок для работы с подвешенным автоматическим элеватором, применяющимся в комплексе механизмов типа автоматов спуска-подъема (АСП) для автоматизации и механизации спускоподъемных операций.

Рис. 2.6. Буровая лебедка Л БУ37-1100 (общий вид)

Таблица 2.6 Параметры буровых лебедок ОАО «Уралмаш»

Показатели	Тип буровых лебедок
	АБУ22-720	АБУ22-670	АБУ37-1100	АБУ2000- Пс	АБУЗООО-М1	АБУ- 1200	АБУ-1200 (Д-1)	АБУ-1200 (Д-2)
Максимальное усилие в канате, кН	220	220	370	365	460	273	289	289
Расчетная мощность на входном валу, кВт	720	670	1100	1475	2200	710	690	690
Диаметр талевого каната, мм	28	28	35	35	38	32	32	32
Диаметр бочки барабана, мм	650	500	685	835	935	800	800	800
Длина бочки барабана, мм	840	1 180	1373	1445	1540	1030	1030	1030
Число скоростей лебедки (с учетом коробки скоростей) / на ротор	4	2	4	2	2	5/4	5/4	5/4
Диаметр тормозных шайб, мм	1 180	900	1270	1450	1600	1450	1450	1450
Ширина тормозной колодки, мм	230	230	230	230	260	230	230	230
Тип вспомогательного тормоза	тэи- 710-45	ТЭИ- 710-45	тэи- 800-60	Основной электродвигатель	УТГ-1 450	УТГ- 1 450	УТГ-1 450
Габаритные размеры, мм: длина высота ширина	6854 3208* 2695	7866 3100 2207	8333 3230* 2208	8430** 3480** 2540**	8725** 3464** 2560**	7250 3545 2865	7407 2776 2420	7430 2903 2420
Масса, кг	31490	34000	39050	39330**	49200**	26320	23875	24450

* Транспортный размер. ** Параметры приведены без основного электродвигателя.

Таблица 2.7 Параметры регуляторов подачи долота

Показатели	Тип буровых установок
	БУ3200/200 с дизель-гидравлическим и электрическим (переменного тока) приводами	БУ3200/ 200 ЭУК- ЗМА	БУ5000/ 320 ДГУ-1	БУ5000/ 320ЭР-О, БУ5000/ 320ЭУК-Я, БУШОС 320ДЕ	БУ5000/ 320ЭР	БУ6500/ 400ЭР	БУ8000/ 500ЭР	БУиМОС 500ДЕ
Мощносгьалектродвигателя, кВт	55	90	53/55	90	90	90	75	90
Номинальная частота вращения вала электродвигателя, об/мин	1 120	1000	1000	1000	1000	1180	630	1000
Передаточное число редуктора	31,5	25	50	105	50	50	50	50
Максимальное усилие, развиваемое на канате буровой лебедки, кН	1800	2200	3200	3200	3200	3400	3400	3400
Скорость подачи инструмента, м/с	0,02	0,035	0,024	0,027/ 0,135	0,024	0,02	0,023	0,023
Габаритные размеры, мм: длина ширина высота	1762 1587 1427	2400 3150 1980	2295 1610 955	1890 1782 1728	1890 1782 1728	2100 2175 1633	2355 2185 1275	2100 2175 1663
Масса, кг	1462	4555	1951	3240	3265	5470	5243	5470

В талевых системах буровых установок применяют стальные круглые шестипрядные канаты тросовой конструкции, которые получаются в результате двойной свивки: проволок в пряди и прядей в канаты. Пряди талевых канатов изготавливают с числом проволок от 19 до 37 и свивают в канат вокруг органического или металлического сердечника. Для изготовления талевых канатов используется высокоуглеродистая и высокомарганцевистая канатная проволока. Канаты изготавливают: с металлическим сердечником (МС), органическим трехпрядным сердечником (ОС), пластмассовым стержневым сердечником (ПС). Канаты с металлическим сердечником обладают повышенным разрывным усилием и высокой поперечной жесткостью, благодаря которой возрастает их сопротивляемость раздавливанию.

Талевые канаты бывают прямой и крестовой свивки. В талевых системах применяют канаты крестовой свивки, при которой проволоки вьются в пряди в одну сторону, а сами пряди в канате -- в противоположную. Канаты крестовой свивки изготавливают правого и левого направления с одним сердечником. Правые свивают по часовой стрелке, левые -- против часовой стрелки. В соответствии с принятым в буровых лебедках местом крепления ходового конца каната и направлением его намотки на барабан талевые канаты должны быть правой свивки. В отдельных технически обоснованных случаях допускается изготовление канатов левой крестовой свивки, а также комбинированной правой или левой свивки (пряди чередуются по направлению свивки).

В буровых установках применяются нераскручивающиеся канаты, у которых проволоки и пряди каната освобождены от внутренних напряжений, так как они по сравнению с обыкновенными обладают большей гибкостью, усталостной прочностью и меньшим стремлением к вибрации и вращению вокруг своей оси. Наружный слой проволок в прядях имеет большой диаметр, что предохраняет канат от быстрого износа, а внутренний слой сделан из проволок меньшего диаметра, что придает канату большую гибкость.

Все стальные талевые канаты имеют условные обозначения. Например, канаты с металлическим сердечником, диаметром 32 мм, марки 1, маркировочной группы по временному сопротивлению разрыву 1568 МПа (160 кгс/мм²) обозначаются следующим образом:

правой крестовой свивки -- канат МС-32-1-1568 (160) ГОСТ 16853-71;

левой крестовой свивки -- канат МС-32-1-Л-1568 (160) ГОСТ 16853-71.

Наиболее распространены в настоящее время канаты диаметром 28 и 32 мм с органическим или пластмассовым сердечником. При больших глубинах, когда нагрузки на буровую установку близки к максимальным, следует пользоваться канатами с металлическими сердечниками. Расход каната на 1 м проходки скважины в зависимости от условий бурения составляет от 0,5 кг до нескольких килограммов.

Таблица 2.8 Параметры буровых лебедок ВЗБТ

Показатели	Тип буровых лебедок
	Б7.02. 00.000	С6.02/ЛБ-750	Б1. 02. 300.000	Б12. 02.02. 000	Б1 2. 02. 02.000-01	Ml 2.02. 02.000
Тип буровых установок, в которых применены буровые лебедки	БУ1600/ 100ДГУ БУ1600/ 100ЭУ	БУ2900/ 17ДГУМ1	БУ2900/ 175ЭП-М БУ 2900/ 175ЭП-2 БУ2900/ 175ЭГЖ	БУ2900/ 175ЭПБМ1	БУ2900/ 200ЭПК	БУ1600/ 100ДММ
Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт	300	550	550	550	550	300
Максимальное усилие в канате, кН	145	225	335	225	250	145
Диаметр каната, мм	25	28	28	28	32	25
Диаметр бочки барабана, мм	550	700	550	560	560	550
Длина боч...

Подобные документы

• Бурение нефтяных и газовых скважин

  Описание содержания и структуры курсовой работы по бурению нефтяных и газовых скважин. Рекомендации и справочные данные для разработки конструкции скважины, выбора режима бурения, расхода промывочной жидкости. Разработка режима цементирования скважины.
  
  методичка [35,5 K], добавлен 02.12.2010
  

• Технология бурения нефтяных и газовых скважин

  Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.
  
  отчет по практике [2,0 M], добавлен 20.03.2012
  

• Методы освоения нефтяных и газовых месторождений горизонтальными и вертикальными скважинами

  Первичный, вторичный и третичный способы разработки нефтяных и газовых месторождений, их сущность и характеристика. Скважина и ее виды. Наклонно-направленное (горизонтальное) бурение. Искусственное отклонение скважин. Бурение скважин на нефть и газ.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 18.12.2014
  

• Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

  Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи.
  
  отчет по практике [1,6 M], добавлен 23.09.2014
  

• Бурение нефтяных и газовых скважин

  Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Закономерности разрушения горных пород. Буровые долота. Бурильная колонна, ее элементы. Промывка скважины. Турбинные и винтовые забойные двигатели. Особенности бурения скважин при равновесии "скважина-пласт".
  
  презентация [1,5 M], добавлен 18.10.2016
  

• Бурение нефтяных скважин

  Исследование основных способов бурения нефтяных и газовых скважин: роторного, гидравлическими забойными двигателями и бурения электробурами. Характеристика причин и последствий искривления вертикальных скважин, естественного искривления оси скважин.
  
  курсовая работа [2,0 M], добавлен 15.09.2011
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.
  
  отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013
  

• Эксплуатация бурильных машин

  Сущность процесса бурения, назначение и виды буровых скважин. Правила проектирования, монтажа и эксплуатации буровых установок для бурения нефтяных и газовых скважин. Важность соблюдения инструкции по технике безопасности при проведении буровых работ.
  
  контрольная работа [40,7 K], добавлен 08.02.2013
  

• Бурение нефтяных и газовых скважин

  Проектирование конструкции нефтяных скважин: расчет глубины спуска кондуктора и параметров профиля ствола. Выбор оборудования устья скважины, режимов бурения, цементирующих растворов и долот. Технологическая оснастка обсадных и эксплуатационных колонн.
  
  дипломная работа [2,8 M], добавлен 19.06.2011
  

• Разработка нефтяных месторождений

  Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ. Методы увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.
  
  отчет по практике [1,0 M], добавлен 22.10.2012
  

• Бурение нефтяных и газовых скважин

  Технические средства и технологии бурения скважин. Колонковое бурение: схема, инструмент, конструкция колонковых скважин, буровые установки. Промывка и продувка буровых скважин, типы промывочной жидкости, условия применения, методы измерения свойств.
  
  курсовая работа [163,3 K], добавлен 24.06.2011
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Методы вскрытия продуктивного пласта. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции. Этапы подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 07.07.2015
  

• Физика разрушения горных пород при бурении нефтяных и газовых скважин

  Строение горных пород, деформационное поведение в различных напряженных состояниях; физические аспекты разрушения при бурении нефтяных и газовых скважин: действие статических и динамических нагрузок, влияние забойных условий, параметров режима бурения.
  
  учебное пособие [10,3 M], добавлен 20.01.2011
  

• Бурение нефтяных и газовых скважин

  Описание ударного и вращательного бурения. Назначение и состав бурильной колонны. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов. Влияние разных типов долот на качество цементирования скважин. Особенности применения буровых долот.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 19.09.2010
  

• Газонефтяные месторождения и их роль в развитии нефтедобычи

  Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.
  
  реферат [1,1 M], добавлен 14.07.2011
  

• Бурение скважин на море

  Использование при бурении нефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей и океанов плавучих буровых установок, способных самостоятельно или с помощью буксиров менять районы бурения. Самоподъемная, полупогружная и гравитационная платформа.
  
  реферат [160,7 K], добавлен 01.12.2010
  

• Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

  Солянокислотные обработки призабойных зон скважин. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Компрессорный способ освоения фонтанных, полуфонтанных и механизированных скважин.
  
  лекция [803,1 K], добавлен 29.08.2015
  

• Эксплуатация бурильных машин

  Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Выполнение операций, связанных с проводкой скважины. Звукопоглощающие конструкции активного типа. Оснастка талевой системы. Сроки и качество наклонного бурения. Пуск в эксплуатацию буровых установок.
  
  контрольная работа [24,6 K], добавлен 08.02.2013
  

• Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.
  
  отчет по практике [4,5 M], добавлен 23.10.2011
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.
  
  отчет по практике [2,1 M], добавлен 28.10.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам