6.4. Буровые установки, оборудование и инструмент

Бурение скважин осуществляется с помощью буровых уста­ новок, оборудования и инструмента.

Буровые установки Буровая установка—это комплекс наземного обо­ рудования, необходимый для выполнения опера­

ций но проводке скважины. В состав буровой установки входят (рис. 6.4):

буровая вышка;

•оборудование для механизации спускоподъемных операций; наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении;

•силовой привод; циркуляционная система бурового раствора; привышечные сооружения.

Буровая вышка—это сооружение над скважиной для спуска и подъ­ ема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение между собой двух-трех бурильных труб общей длиной 25...36 м) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.

Различают два типа вышек: башенные (рис. 6.5) и мачтовые (рис. 6.6). Их изготавливают из труб или прокатной стали.

Башенная вышка представляет собой правильную усеченную четырех­ гранную пирамиду решетчатой конструкции. Ее основными элементами являются ноги 1, ворота 2, балкон верхнего рабочего 3, подкронблочная площадка 4, козлы 5, поперечные пояса 6, стяжки 7, маршевая лестница 8.

Вышки мачтового типа бывают одноопорные и двухопорные (А-об­ разные). Последние наиболее распространены.

В конструкцию мачтовой вышки А-образного типа входят подъемная стойка 1, секции мачты 2,3,4, 6, пожарная лестница 5, монтажные козлы 7 для ремонта кронблока, подкронблочная рама 8, растяжки 9, 10, 14, от­ тяжки 11, тоннельные лестницы 12, балкон верхнего рабочего 13, предо­ хранительный пояс 15, маршевые лестницы 16, шарнир 17.

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 все­ го цикла проводки скважины.

Рис. 6.5. Вышка ВМ-41:

1—нога; 2—ворота; 3—балкон; 4—лодкронблочная площадка;

5—монтажные козлы; 6—поперечные пояса; 7—стяжки; 8—маршевая лестница

Рис. 6.6. Мачтовая вышка А-образпого типа:

1—подъемная стойка; 2, 3, 4, 6—секция мачты; 5 —пожарная лестница; 7—монтажные козлы для ремонта кронблока; 8—подкронблочная рама;

9 ,1 0 ,1 4 —растяжки; 11—оттяжки; 12—тоннельные лестницы; 13—балкон; 15—предохранительный пояс; 16—маршевые лестницы; 17—шарнир

Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спуско­ подъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене буро­ вого инструмента. Сокращается и время последующей сборки колонны. Поэтому с ростом глубины бурения высота и грузоподъемность вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину 300...500 м исполь­ зуется 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 осу­ ществлено бурение с помощью конкретной вышки.

Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия ра­ боты буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных опера­ ций. Размер верхнего основания вышек составляет 2 x 2 м или 2 ,6 х 2,6 м, нижнего 8 x 8 м или 10х 10 м.

Общая масса буровых вышек составляет несколько десятков тонн. Оборудование для механизации спускоподъемных операций вклю­

чает талевую систему и лебедку.

Талевая система состоит из неподвижного кронблока (рис. 6.7), уста­ новленного в верхней части буровой вышки, талевого блока (рис. 6.8), соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого кре­ пится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система является полиспастом (системой блоков), кото­ рый в буровой установке предназначен, в основном, для уменьшения на­ тяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бу­ рильного инструмента, обсадных и бурильных труб.

Иногда применяют крюкоблоки—совмещенную конструкцию тале­ вого блока и бурового крюка.

На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении —с по­ мощью вертлюга, а при спускоподъемных операциях—с помощью штропов и элеватора (рис. 6.9).

Буровая лебедка предназначена для следующих операций:

•спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

•удержания на весу бурильного инструмента;

•подтаскивания различных грузов;

•подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок и т. п.

Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствую ­

щей грузоподъемности.

s

Рис. 6.7. Кронблок:

1—шкивы; 2 —ось; 3 —рама; 4 —предохранительный кожух; а—вспомогательные шкивы

Рис. 6.8. Талевый блок:

1—траверса; 2 —шкивы; 3 —ось; 4— предохранительные кожухи; 5—щеки; 6—серьга

Рнс. 6.9. Схема подвешивания бурильной трубы при спускоподъемных операциях: а) схема; б) элеватор; 1—бурильная труба; 2 —элеватор; 3 —штроп

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию зам­ ковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буро­ вые ключи АКБ-ЗМ и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клино­ вой захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобож дения бу­ рильных труб.

Ключ АКБ-ЗМ (рис. 6.10) устанавливается между лебедкой и ро­ тором на специальном фундаменте. Его основными частями являются блок ключа 1, каретка с пневматическими цилиндрами 2, стойка 3 и пульт управления 4. Блок ключа—основной механизм, непосредственно свин­ чивающий и развинчивающий бурильные трубы. Он смонтирован на ка­ ретке, которая перемещается при помощи двух пневматических цилинд­ ров по направляющим: либо к бурильной трубе, установленной в рото­ ре, либо от нее.

Зажимные устройства, как и механизм передвижения блока ключа, работают от пневматических цилиндров, включаемых с пульта управле­ ния 4. Для этого в систему подается сжатый воздух от ресивера.

Ключ ПБК-1 подвешивается в буровой на канате. Высота его подвес­ ки регулируется пневматическим цилиндром с пульта управления.

Пневматический клиновой захват П К Р -560 служит для механизи­ рованного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб. Он мон­ тируется в роторе и имеет четыре клина, управляемых с пульта посред­ ством пневмоцилиндра.

Н аземное оборудование, непосредственно используем ое при б у р е ­ нии, включает вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор.

Вертлюг (рис. 6.11)—это механизм, соединяющий не вращающиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давле­ нием. Корпус 2 вертлюга подвешивается на буровом крюке (или крюкоблоке) с помощью штропа 4. В центре корпуса проходит напорная труба 5, переходящая в ствол 7, соединенный с бурильными трубами. И менно к напорной трубе присоединяется напорный рукав для подачи промы ­ вочной жидкости в скважину. Напорная труба и ствол жестко не связа­ ны, а последний установлен в корпусе 2 на подшипниках 1, чем обеспечи­ вается неподвижное положение штропа, корпуса и напорной трубы при

4=t

4=5 h

Рис. 6.11. Вертлюг:

1—подшипники; 2-корпус; 3 —сальники; А — штроп; 5 —напорная труба; 6—крышка корпуса; 7—ствол

вращении бурильных труб вместе со стволом. Для герметизации зазоров между неподвижной и подвижной частями вертлюга служат сальники 3.

Буровы е насосы служат для нагнетания бурового раствора в сква­ жину. При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют поршне­ вые двухцилиндровые насосы двойного действия. Напорный рукав (бу­ ровой шланг) предназначен для подачи промывочной жидкости под дав­ лением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

Ротор (рис. 6.12) передает вращательное движение бурильному ин­ струменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб

ивоспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый за­ бойным двигателем. Ротор состоит из станины 1, во внутренней полости которой установлен на подшипнике стол 2 с укрепленным зубчатым вен­ цом, вала 6 с цепным колесом с одной стороны и конической шестерней

сдругой, кожуха 5 с наружной рифельной поверхностью, вкладышей 4

изажимов 3 для ведущей трубы. Во время работы вращательное движе­ ние от лебедки с помощью цепной передачи сообщается валу и преобра­ зуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами.

Рис. 6.12. Ротор:

1—станина; 2 —стол с укрепленным зубчатым венцом; 3—зажимы; 4—вкладыши; 5—кожух; 6—вал

Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой уста­ новки (рис. 6.13)—он снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор.

Привод буровой установки может быть дизельным, электрическим, дизель-электрическим и дизель-гидравлическим. Дизельный привод при­ меняют в районах, не обеспеченных электроэнергией необходимой мощ­ ности. Электрический привод от электродвигателей переменного и по­ стоянного тока отличается простотой в монтаже и эксплуатации, высокой

Рис. 6.13. Функциональная схема установки:

1 ,2 ,3 —трансмиссии; 4—ведущая ветвь каната; 5 —манифольд высокого давления со стояком и шлангом; 6—вкладыши ротора

надежностью и экономичностью, но применим только в электрифициро­ ванных районах. Дизель-электричсский привод из дизеля, который вра­ щает генератор, питающий, в свою очередь, электродвигатель. Д изельгидравлический привод состоит из двигателя внутреннего сгорания и турбопередачи. Последние два типа привода автономны, но в отличие от дизельного не содержат громоздких коробок перемены передач и слож ­ ных соединительных частей, имеют удобное управление, позволяют плав­ но изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.

Суммарная мощность силового привода буровых установок состав­ ляет от 1000 до 4500 кВт. В процессе бурения она распределяется на при­ вод буровых насосов и ротора. При проведении спускоподъемных опера­ ций основная энергия потребляется лебедкой, а остальная часть —ком­ прессорами, вырабатывающими сжатый воздух, используемый в качестве источника энергии для автоматического бурового ключа, подвесного бу­ рового ключа, пневматического клинового захвата и др.

Циркуляционная система буровой установки служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых его пор­ ций и закачки очищенного раствора в скважину. Она включает (рис. 6.14) систему отвода использованного раствора (желоба 2) от устья скважи­ ны 1, механические средства отделения частичек породы (вибросито 3,

Рис. 6.14. Циркуляционная система бурового раствора:

1 —устье скважины; 2 —желоб; 3 —вибросито; 4 —гидроциклон;

5 —блок приготовления бурового раствора; 6—емкость;

7—шламовый насос; 8—приемная емкость; 9—буровой насос; 10—нагнетательный трубопровод

гидроциклоны 4), емкости для химической обработки, накопления и от­ стоя очищенного раствора 6, 8, шламовый насос 7, блок приготовления свежего раствора 5 и буровые насосы 9 для закачки бурового раствора по нагнетательному трубопроводу 10 в скважину.

К привышечным сооружениям относятся:

помещение для размещения двигателей и передаточных механизмов лебедки;

•насосное помещение для размещения буровых насосов

иих двигателей;

•приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей;

•запасные резервуары для хранения бурового раствора;

•трансформаторная площадка для установки трансформатора;

•площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового раствора и хранения сухих материалов для него;

•стеллажи для размещения труб.

ТУрбобур (рис. 6.15)—это многоступенчатая турбина (число ступеней до 350), каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток жидкости, стекая с лопаток статора, натекает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращательного момента, снова натекает на лопатки статора и т. д. Хотя каждая ступень турбобура развивает от­ носительно небольшой момент, благодаря их большому количеству, сум ­ марная мощность на валу турбобура оказывается достаточной, чтобы бу ­ рить самую твердую породу.

При турбинном бурении в качестве рабочей используется промывоч­ ная жидкость, двигающаяся с поверхности земли но бурильной колонне к турбобуру. С валом турбобура жестко соединено долото. Оно вращается независимо от бурильной колонны.

Рис. 6.15. Турбобур:

а) общий вид; б) ступень турбобура; 1—вал; 2 —корпус; 3 —ротор; 4—статор

Ротор расположен в статоре с эксцентриситетом. Благодаря этому,

атакже вследствие разницы чисел заходов в винтовых линиях статора

иротора их контактирующие поверхности образуют ряд замкнутых по­ лостей —ш люзов—между камерами высокого давления у верхнего конца ротора и пониженного давления у нижнего. Шлюзы перекрывают свобод­ ный ток жидкости через двигатель, а самое главное—именно в них давле­ ние жидкости создает вращающий момент, передаваемый долоту.

Инструмент, используемый при бурении, подразделяется на основ­ ной (долота) и вспомогательный (бурильные трубы, бурильные замки, центраторы).

Как уже отмечалось, долота бывают лопастные, шарошечные, алмаз­ ные и твердосплавные.

Лопастные долота (рис. 6.17) выпускаются трех типов: двухлопаст­ ные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента— скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жид­ кость из бурильной колонны направляется к забою скважины со скорос­ тью не менее 80 м /с. Лопастные долота применяются при бурении в мяг­ ких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении).

Ш арошечные долота (рис. 6.18) выпускаются с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Однако наибольшее распростра­ нение получили трехшарошечные долота. При вращении долота шарош­ ки, перекатываясь по забою, совершают сложное вращательное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дро­ бят и скалывают ее. Шарошечные долота успешно применяются при вра­ щательном бурении пород самых разнообразых физико-механических свойств. Изготавливают их из высококачественных сталей с последующей химико-термической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей, а сами зубцы изготавливаются из твердого сплава.

Алмазные долота (рис. 6.19) состоят из стального корпуса и алмазонесущ ей головки, выполненной из порошкообразной твердосплавной шихты. Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверх­ ность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а перифе­ рийная зона—шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую.

Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и сту­ пенчатые. В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спирали, оснащенные алмазами, и промывочные отверстия. Долота этого типа пред­ назначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород. Радиальные алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами; между

ними размещены промывочные каналы. Долота данного типа предназначе­ ны для бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых пород как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность ступенчатой формы. Они применяются как при роторном, так и турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких и средней твердости пород.

Алмазные долота оснащаются наиболее дешевыми натуральными ал­ мазами подгруппы борт и синтетическими (искусственными) алмазами.

Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости буре­ ния, снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая износостойкость алмазов повышают срок их службы до 200...250 ч не­ прерывной работы. Благодаря этому сокращается число спускоподъем ­ ных операций. Одним алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15...20 шарошечными долотами.

Твердосплавные долота отличаются от алмазных тем, что вместо ал­ мазов они армированы сверхтвердыми сплавами.

'/Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, по­ дачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбурен­ ной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изнош енного д о ­ лота и спуска нового и т. п.

Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и, как правило, имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются между собой с помощью бурильных замков (рис. 6.20). Для обеспечения прочности резьбовых соединений концы труб делают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными (рис. 6.21) и с при­ варными соединительными концами (рис. 6.22). У цельных труб утолщ е­ ние концов может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу.

При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные буриль­ ные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 8 9 ,102,114, 127 и 140 мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина 6 ,8 и 11,5 м.

Наряду с обычными используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Их назначением является создание нагрузки на долото и повыше­ ние устойчивости нижней части бурильной колонны.

Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момен­ та от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем). Эта труба, как правило, имеет квадратное сечение и проходит через квад­ ратное отверстие в роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим—к обычной бурильной трубе круглого сечения.

Переводники служат для соединения в бурильной колонне элемен­ тов с резьбой различного профиля, с одноименными резьбовыми кон­

цами (резьба ниппельная-ниппельная, резьба муфтовая-муфтовая), для присоединения забойного двигателя и т. п. По назначению переводники подразделяются на переходные, муфтовые и ниппельные.

Протекторы предназначены для предохранения бурильных труб

и соединительных замков от поверхностного износа, а обсадной колон­ ны —от протирания при перемещении в ней бурильных труб. Обычно применяют протекторы с плотной посадкой, представляющие собой ре­ зиновое кольцо, надетое на бурильную колонну над замком. Наружный диаметр протектора превышает диаметр замка.

Центраторы применяют для предупреждения искривления ствола при бурении скважины. Боковые элементы центратора касаются стенок скважины, обеспечивая соосность бурильной колонны с ней. Распола­ гаются центраторы в колонне бурильных труб в местах предполагаемого изгиба. Наличие центраторов позволяет применять более высокие осевые нагрузки на долото.

Стабилизаторы—это опорно-центрирующие элементы для сохране­ ния жесткой соосности бурильной колонны в стволе скважины на протя­ жении некоторых, наиболее ответственных участков. От центраторов они отличаются большей длиной.

Калибратор — разновидность породоразрушающего инструмента для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ее ствола в случае износа долота. В бурильной колонне калибратор разме­ щают непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора и улучшает условия работы долота.

Наддолотный амортизатор (забойный демпфер) устанавливают в бу­ рильной колонне между долотом и утяжеленными бурильными труба­ ми для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота на забое скважины. Снижение вибрационных нагрузок приводит к увеличению ресурса бурильной колонны и долота. Различают дем пф и­ рующие устройства двух типов: амортизаторы-демпферы механического действия, включающие упругие элементы (стальные пружины, резино­ вые кольца и шары) и виброгасители-демпферы гидравлического или ги­ дромеханического действия.

Пример компоновки бурильной колонны показан на рис. 6.23.

Рис. 6.22. Компоновка бурильной колонны:

1—ствол вертлюга; 2 —левая восьминиточная резьба; 3 —переводник вертлюга; 4 —левая замковая резьба; 5 —переводник штанговый верхний (ПШВ); 6—ведущая

труба; 7 —правая восьминиточная резьба; 8—переводник штанговый нижний (ПШН); 9 —правая замковая резьба; 10—переводник предохранительный (ПБП); 11—замковая резьба; 12—замковая муфта; 13—восьминиточная резьба; 14—бурильная труба длиной 6 м; 15—соединительная муфта; 16—ниппель замка; 17—предохранительное кольцо; 18—утяжелительные бурильные трубы (УБТ); 19—переводник двухмуфтовый (ПБМ); 20—центратор; 21 —переводник переходный; 22—наддолотная утяжеленная бурильная труба; 23—долото