Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Введение
Ознакомившись с введением, учащийся должен уметь следую щее.
1) рассказать о развитии нефтяной промышленности в СССР;
2) привести основные данные из истории бурения нефтяных и газо вых скважин и рассказать об особенностях развития буровых работ в послевоенный период.
Развитие нефтяной промышленности. За восемьдесят с лишним лет текущего столетия мировое энергопотребление увеличилось более чем в 10 раз. С 50-х до середины 70-х годов потребление энергоресурсов в мире росло в среднем на 4,5% за год. В это время произошла «углеводородная революция» - переход от угольной структуры к доми нирующей роли углеводородного топлива: удельный вес нефти и при родного газа в топливно-энергетическом балансе мира возрос с 42 до 65%, а в капиталистических странах с 30 до 70%.
Так, если в 1920 г. в Советском Союзе добывалось всего лишь 3,8 млн т нефти, в 1958 г. был достигнут 100-миллионный рубеж, в 1968 г.-300-миллионный, а в 1989г.-было добыто 607 млн т нефти, включая газовый конденсат. При этом, если в 1955 г. СССР по уровню добычи нефти отставал от США в 5 раз, в 1965 г. в 1,5 раза, то в 1974 г. наша страна превзошла США и вышла по добыче нефти на первое место в мире.
По СССР средняя глубина скважин за 67 лет (1922-1989 гг.) увели чилась в 4 с лишним раза и составляет в настоящее время 2240 м в эксплуатационном бурении. Если недавно скважины глубиной 5000-6000 м считались уникальными, то сейчас такие скважины бурят во многих районах. Имеется опыт бурения скважин глубиной до 12000 м, и есть основания полагать, что в самое ближайшее время будут пробурены скважины глубиной 15 000 м. Все нарастающие из года в год объемы буровых работ в стране ставят серьезные задачи перед рабочими и инженерно-техническими работниками, занятыми в строительстве скважин на нефть и газ. Без надлежащего числа скважин, построенных качественно и быстро, невозможно обеспечить предполагаемые на бли жайшие годы объемы добычи нефти и газа.
Сведения из истории развития бурения скважин. Трудно установить, в каком тысячелетии до н.э. человек впервые стал использовать нефть, но очевидно, что это произошло в очень древние времена. В первое время нефть использовалась как лечебное средство против самых разно образных болезней: проказы, воспаления глаз и др. В древности большое значение имела нефть и как осветительный материал. При рабовладель ческом строе область применения нефти и естественного битума значи тельно расширилась. Их использовали уже не только как лечебное средство и осветительный материал, но прежде всего как строительный материал. При сооружении стен битум широко употреблялся в смеси с обожженным кирпичом и галькой. Расширение сферы применения нефти в эпоху рабовладельческого строя вызвало усовершенствование техники ее добычи. Используемый ранее способ сбора нефти в местах ее выхода на поверхность земли уже не мог обеспечить потребностей в ней. Возник ямный (или копаночный) способ добычи нефти. Копанки пред ставляли собой неглубокие ямы (до 2 м), в которые вставлялся плетень для предохранения стенок от обвала. На дне копанки скапливалась нефть, просчивавшаяся через почву. Нефть из копанок вычерпывалась периодически, по мере ее накопления.
Великие географические открытия и расцвет торговых отношений при феодальном строе значительно способствовали росту многих от раслей промышленности, в том числе и нефтяной. Увеличившийся спрос на нефть привел к разработке новой техники ее добычи. Старый ямный (копаночный) способ уже не мог обеспечить потребности нового об щества в нефти. Появился более совершенный – колодезный - способ добычи нефти, который был выгоднее ямного (копаночного), так как позволял эксплуатировать более глубокие продуктивные пласты и увеличить добычу нефти.
Отмена крепостного права устранила большие препятствия на пути промышленного развития феодально-крепостнической России. Значи тельно возросла в этот период роль нефтяной промышленности в общем индустриальном развитии страны. Для заводов, фабрик, железнодорож ного и водного транспорта было необходимо топливо и в первую очередь уголь и нефть. Колодезный способ уже не мог удовлетворять потребностям общества с новым хозяйственным и политическим укла дом. Нужен был более совершенный метод разрушения горных пород, а вместе с ним и новый способ вычерпывания нефти на поверхность земли - бурение скважин. Исследованиями последних лет установлено, что первая скважина на нефть была пробурена в 1847 г. на Биби-Эйбате (б. Азербайджан) В. Н. Семеновым. Первые нефтяные скважины в Азер байджане были пробурены малопроизводительным ручным штанговым вращательным способом. Вскоре перешли к бурению нефтяных скважин ручным штанговым ударным способом, применявшимся издавна при бурении скважин на рассолы и воду.
Способ бурения на железных штангах при помощи свободно падаю щего инструмента (ударно-штанговый) получил широкое распростране ние на нефтяных промыслах б. Азербайджана. Ударно-канатный способ бурения применили там в 1878 г. Однако широкого распространения этот способ бурения здесь не получил. Для грозненских условий оно оказалось значительно эффективнее штангового.
Переход от ручного способа бурения скважин к механическому привел к необходимости решения многих вопросов механизации буро вых работ. Крупный вклад в это дело внесли русские горные инженеры Г. Д. Романовский (1825-1906 гг.) и С. Г. Войслав (1850-1904 гг.). По мepe возрастания глубины нефтяных скважин, которая к 1900 г. дошла примерно до 300 м, становится все более ощутимыми недостатками ударного способа бурения.
Разбуривание более глубоких нефтяных пластов потребовало совер шенствования техники бурения скважин. При ударном бурении долото в 1 мин делало от 26 до 40 падений и через каждые 2 ч надо было поднимать бурильный инструмент для очистки забоя от разрушенной породы. Стенки скважины разрушались, поэтому приходилось крепить их 12-14 колоннами. На это расходовали огромное количество метал ла - свыше 0,5 т на каждый метр проходки. Скорость же проходки при ударном бурении была незначительна. В дореволюционное время в штанговом бурении скорость проходки составляла не более 34,6 м/ст-мес при средней глубине скважин 300-400 м, а в Грозном достигала 90 м/ст-мес при средней глубине скважин 600 м. На смену ударному способу пришло вращательное бурение, в результате чего были устране ны указанные недостатки. При вращательном бурении одновременно проводятся проходка скважин и вынос на поверхность разбуренной породы буровым раствором (вынос выбуренной породы циркулирую щим потоком воды изобрел в 1848 г. французский инженер Фовелль). С 1901 г., когда впервые в США было применено роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости, начинается период развития и совершенствования вращательного способа бурения.
В России роторным способом первая скважина глубиной 345 м была пробурена в 1902 г. в Грозненском районе. Одной из труднейших проблем, возникавших при бурении скважин, особенно при роторном способе, была проблема герметизации затрубного пространства между обсадными трубами и стенками скважины. Решил эту проблему русский инженер А. А. Богушевский, запатентовавший в 1906 г. способ закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением его через низ (башмак) обсадной колонны в затрубное пространство. Этот способ получил быстрое распространение не только в России, но и за рубежом. Однако это не помешало американскому инженеру Перкинсу в 1918 г. взять патент на способ цементирования скважин, повторяющий изобретение инженера А. А. Богушевского.
Наряду с успешным решением практических задач техники бурения, ученые и инженеры нашей страны много внимания уделяли вопросам разработки теории. Большую роль в развитии нефтяной техники сыграл «Горный журнал», издававшийся с 1825 г. В журнале печатались работы крупнейших специалистов-нефтяников того времени: Романовского, Гулишамбарова, Васильева, Соколовского, Тиме, Питерского и др. С 1899 г. в Баку начал издаваться журнал «Нефтяное дело».
В 1904-1911 гг. вышел в свет четырехтомный классический труд одного из крупнейших русских горных инженеров И. Н. Глушкова «Ру ководство к бурению скважин», который долгое время был настольной книгой всех нефтяников.
В годы первой мировой и последущей за ней гражданской войн русская нефтяная промышленность пришла в состояние упадка. Восста новление нефтяной промышленности началось немедленно после освобождения нефтяных районов от интервентов и белогвардейцев. В. И. Ле нин придавал большое значение нефтяной промышленности в восста новлении народного хозяйства страны.
С 1924 г. в нефтяной промышленности СССР началась техническая реконструкция бурения скважин. Важнейшими путями этой реконструк ции были следующие:
замена ударного бурения вращательным;
использование вместо паровой электрической энергии - наиболее дешевой и менее трудоемкой.
В годы довоенных пятилеток нефтяная и газовая промышленность развивалась форсироваными темпами. С 1928 по 1940 гг. добыча нефти возросла с 11625 тыс. до 31 121 тыс. т, а проходка скважин на нефть и газ с 362 тыс. до 1947 тыс. м.
В годы отечественной войны буровики-нефтяники проявили образцы героизма в труде, организуя в трудных условиях военного времени разведку и добычу нефти и газа в восточных районах страны. Этот период характеризуется увеличением доли проходки в разведочном бурении с 23% от общей проходки в 1940 г. до 42% в 1945 г., причем доля восточных районов в общей проходке по СССР с 21,8% в 1940 г. возросла до 52,5% в 1944 г. и 45% в 1945 г.
Изобретенный в 1923 г. М.А. Капелюшниковым, С. М. Волохом и Н.А. Корнеевым гидравлический забойный двигатель – турбобур - опре делил в дальнейшем пути развития бурения нефтяных и газовых скважин в СССР.
В 1923 г. в Азербайджане была пробурена первая в мире скважина с помощью одноступенчатого турбобура, получившего название турбо бура Капелюшникова. Турбобуры Капелюшникова не нашли широкого применения, так как при одноступенчатой турбине жидкость протекала по ее лопаткам со скоростью 50-70 м/с. Такая высокая скорость дви жения жидкости несущей абразивные частицы разбуриваемых пород приводила к исключительно быстрой сработке лопаток турбины. Кроме того, турбобур Капелюшникова имел очень небольшую мощность и низкий к.п.д. (29-30%). Мощность турбобуров Капелюшникова была всего лишь 3,5-11 кВт.
В 1934 г. группа инженеров во главе с П. П. Шумиловым предложила новый турбобур, принципиально отличавшийся от турбобура Капелюш никова. В этом турбобуре была предусмотрена специально разработан ная многоступенчатая турбина. В новом турбобуре число ступеней доходило до 100-150, это позволило увеличить мощность турбобура и снизить скорость вращения турбины до 8,3-11,7 об/с и тем самым устранить необходимость в редукторе.
Первые опыты бурения многоступенчатым турбобуром, проведенные » 1935-1936 гг., подтвердили все преимущества новой конструкции. Дальнейшая работа по созданию турбобура для бурения скважин в основном проводилась по линии усовершенствования конструкции. Эта работа закончилась в 1939-1940 гг. созданием промышленного типа турбобура.
С 1944 г. турбинный способ бурения стал широко применяться во всех основных нефтяных районах. В послевоенные годы турбинное бурение стало одним из основных видов бурения в Советском Союзе.
Конструкция турбобуров постоянно совершенствуется. Разрабаты ваются новые типы гидравлических забойных двигателей. Так, во второй половине шестидесятых годов разработан и широко применяется винто вой (объемный) забойный двигатель,
В 1937-1938 гг. группой инженеров во главе с А. П. Островским была разработана конструкция забойного двигателя не гидравлического типа-электробура. В 1940 г. на нефтяных промыслах Азербайджана были проведены первые испытания, показавшие целесообразность его применения при бурении скважин. В дальнейшем конструкция электро бура была значительно усовершенствована, что позволило успешно использовать его в некоторых районах страны.
Послевоенные годы были отмечены значительным ростом проходки (от 927 тыс. м в 1945 г. до 47,6 млн. м в 1989 г.), улучшением конструк ций бурового оборудования и инструмента, увеличением мощности привода буровых установок, дальнейшим усовершенствованием техно логии проводки скважин и т.д.
Намечается ввести в разработку новые месторождения, увеличить объем буровых работ, в основном, повышением технико-экономических показателей бурения за счет роста производительности труда и даль нейшего совершенствования организации работ. Будет продолжаться перевооружение буровых предприятий более совершенными техниче скими средствами. Большое внимание будет уделено расширению произ водства и повышению качества долот, забойных гидравлических двига телей, бурильных и обсадных труб. Значительное развитие должна получить автоматизированная система управления технологическими процессами бурения скважин.
Контрольные вопросы
1. Как развивалась нефтяная и газовая промышленность в нашей стране?
2. Коротко расскажите об основных этапах развития отечественной нефтя ной промышленности.
Глава I. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ СКВАЖИН И ОБОРУДОВАНИИ, ПРИМЕНЯЕМОМ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ЭТОГО ПРОЦЕССА
Ознакомившись с данной главой, учащийся должен уметь следую щее.
1. Дать определение скважины, с какой целью она бурится, на какие категории скважины делятся.
2. Рассказать об основных принципах бурения скважин разными способами.
3. Пояснить, что представляет собой цикл строительства скважины, из чего складывается баланс календарного времени, что характеризует различные скорости бурения.
4. Рассказать, что входит в комплект буровой установки и какие типоразмеры буровых установок наиболее широко используются в практике бурения.
5. Пояснить, какие вышки и оборудование используются для спуска и подъема бурильной колонны.
6. Рассказать о разных схемах оснастки талевой системы.
7. Рассказать, какое оборудование и инструмент используются для бурения скважины.
8. Пояснить, какие основные цели и задачи решают мероприятия, направленные на охрану природы и окружающей среды при строи тельстве скважин.
§ 1. Понятие о буровой скважине, классификация и назначение скважин
Скважина создается последовательным разрушением горных пород и извлечением ее на поверхность. Начало скважины называется устьем, дно скважины - забоем. Диаметр скважины составляет 59-1000 мм. При обычном бурении разрушается вся порода, а при бурении с отбором керна - только кольцевое пространство у стенок скважины. Внутренний столбик породы (керн) извлекается в неразрушенном состоянии для изучения геологического строения месторождения.
Целевое назначение скважин может быть разным. Все скважины, бурящиеся с целью региональных исследований, поиска, разведки и раз работки нефтяных и газовых месторождений или залежей, подразде ляются на следующие категории.
1. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий крупных регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприят ных для нефтегазонакоплений, выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.
2. Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геоло гического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее пер спективных районов для детальных геологических работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характери стике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.
3. Структурные скважины бурят для выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению перспективных площадей (антикли нальные складки, зоны экранирования, выклинивания и т.д.). По полу ченным в результате бурения структурных скважин данным определяют элементы залегания пластов (тектоника, стратиграфия и литология) и составляют профили данной площади.
4. Поисковые скважины бурят на площадях, подготовленных геологопоисковыми работами (геологическая съемка, структурное бурение, геофизическое и геохимическое исследования или комплекс этих мето дов) с целью установления нефтегазоносности.
5. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной про мышленной нефтегазоносностью для оконтуривания месторождения, подсчета запасов и подготовке его к разработке.
6. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуата ции залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные (оценка коллекторов продуктивных горизонтов), добывающие (добычные), наг нетательные (закачка в продуктивные горизонты воды, воздуха или газа с целью поддержанию пластового давления и удлинения периода естест венного фонтанирования) и наблюдательные (контрольные, пьезоме трические) скважины. К этой же категории относят скважины, предна значенные для термовоздействия на пласт при разработке месторожде ний с высоковязкими нефтями.
7. Специальные скважины бурят для сброса промысловых вод; лик видации открытых фонтанов нефти и газа; подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа; разведки и добычи технических вод.
Скважины бурят не только в нефтяной и газовой промышленности, а также с целью разведки и добычи других полезных ископаемых, водоснабжения населенных пунктов, тушения подземных пожаров, гази фикации углей, вентиляции шахт, замораживания грунта при проходке шахт, исследования грунтов на месте предполагаемого возведения раз личных промышленных и гражданских сооружений и т.п.
§ 2. Технологическая схема бурения скважин различными способами
Способы бурения можно классифицировать по характеру воздейст вия на горные породы, а именно: механическое, термическое, физико-хи мическое, электроискровое и т. д. Широко применяются только способы, связанные с механическим воздействием на горные породы; остальные не вышли из стадии экспериментальной разработки. Механическое бурение осуществляется ударным, вращательным и ударно-вращательным способами (последний способ имеет пока весьма ограниченное использование). Ударное бурение нефтяных и газовых скважин, еще распространенное во многих странах, включая США, и уже более 35 лет не применяется на нефтяных и газовых промыслах нашей страны. Однако оно широко распространено при геолого-разведочных работах на воду и твердые полезные ископаемые, инженерно-геологи ческих изысканиях и некоторых других работах.
Рис. 1.1 Схема ударно-канатного бурения.
Ударное бурение. Принципиальная схема ударно-канатного механи ческого бурения изображена на рис. 1.1. Буровой снаряд, состоящий из долота 1, ударной штанги 2, раздвижной штанги 3 и канатного замка 4, спускается в скважину на инструментальном канате 5, который пере брошен через головной ролик 7 и амортизатор 8 мачты 9, огибает оттяжной 10 и направляющий 12 ролики балансирной рамы 11. При заторможенном барабане инструментальной лебедки 13, на котором закреплен конец каната, шатунно-кривошипным устройством 16, 17 балансирная рама приводится в качательное движение относительно направляющего ролика 12. Оттяжной ролик балансирной рамы, опу скаясь, натягивает канат и поднимает снаряд над забоем. Поднимаясь вверх, ролик 10 освобождает канат и снаряд под собственным весом падает на забой, разрушая долотом породу. Для равномерной обра ботки забоя и придания скважине цилиндрической формы необходимо после каждого удара снаряд поворачивать на некоторый угол. По мере разрушения породы канат постепенно сматывают с барабана лебедки, подавая долото вслед за продвигающимся забоем.
Рис. 1.15. Кине матическая схе ма электро привода лебед ки У2-5-5
В процессе рейса на забое скважины должна быть вода, в которой частицы разрушенной породы находятся во взвешенном состоянии. При достижении определенной величины плотности шлама долбление по роды прекращают, инструментальной лебедкой извлекают снаряд на поверхность и проводят чистку скважины. Эта операция выполняется желонкой 1 7, спускаемой в скважину на желоночном канате 6 с барабана желоночной лебедки 16. Ударно-канатное механическое бурение приме няется при разведке россыпных месторождений и вкрапленных руд цветных металлов; разведке и эксплуатации подземных вод; инженер но-геологических исследованиях; открытой разработке месторождений полезных ископаемых для проходки взрывных скважин; проходке сква жин для водопоглощения, вентиляции горных выработок, спуска в них крепежного и закладочного материала, прокладки кабелей и трубопроводов.
Долото (рис. 1.2) служит для разрушения породы на забое и обра ботки стенок скважины. Основные элементы долота - рабочая головка с лезвиями 1, корпус 2, шейка с плоскими выемками 3 для захвата инструментальным ключом и резьбовой конус 4 для соединения с ниж ним концом ударной штанги.
Соответственно характеру разбуриваемых пород применяют долота с головками разной формы, а именно: в виде простого зубила, креста и сложной фасонной формы с боковыми лезвиями и увеличенной дробящей поверхностью. Ударная штанга 2 (см. рис. 1.1) служит для увеличения веса бурового снаряда и эффективности его удара по забою, а также для обеспечения прямолинейности скважины.
Раздвижная штанга предназначена для выбивания снаряда при бу рении в трещиноватых или вязких породах, когда долото заклинивается или влипает в породу на забое скважины. Канатный замок 4 (см. рис. 1.1) служит для соединения бурового снаряда с канатом.
В зависимости от физико-механических свойств породы и диаметра бурения интервал углубления за один рейс колеблется от 20 до 100 см. В мягких, рыхлых породах долбежный снаряд не используется, а углуб ление проводится желонкой.
При ударном бурении скважина, как правило, не заполнена жид костью. Поэтому с увеличением глубины, во избежание обрушения породы, спускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных труб, которые соединены друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере углубления скважины обсадную колонну продвигают к забою и периодически удлиняют (наращивают) на одну обсадную трубу.
С увеличением длины обсадной колонны продвижение ее к забою затрудняется. Наступает такой момент, когда обсадную колонну не возможно подать вниз даже специальным забивным снарядом. В этом случае спущенную обсадную колонну оставляют в скважине, а внутрь ее спускают вторую обсадную колонну и скважину продолжают углублять долотом меньшего диаметра. Наступает момент, когда и вторая обсад ная колонна не спускается глубже, тогда спускают третью колонну еще меньшего диаметра и так до тех пор, пока не будет достигнута проектная глубина. После достижения проектной глубины скважину, не предназначенную для эксплуатации, ликвидируют, а обсадные трубы при помощи специальных технических средств извлекают полностью или по частям.
Ударно-канатным способом бурят скважины глубиной до 400-500 м начальным диаметром 500-900 мм и конечным 150 мм. Объем буровых работ, выполняемых в СССР ударно-канатным способом, ограничен и составляет не более 1-2% от ежегодного объема разведочного бурения.
Вращательное бурение. При бурении нефтяных и газовых скважин применяют вращательный метод, при котором скважина как бы высвер ливается непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркулирующей струёй бурового раствора или нагнетаемым в скважину воздухом или газом. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное - двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое колонной буриль ных труб и бурение с забойным двигателем (гидравлическим или при помощи электробура) - двигатель переносится к забою скважины и уста навливается над долотом.
Процесс бурения состоит из следующих операций: спуско-подъемных работ (опускание бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем бурильных труб с отработанным долотом из скважины) и работы долота на забое (разрушение породы долотом). Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, чтобы предохранять стенки скважины от обвалов и разобщить нефтяные (газовые) и водяные горизонты.
Одновременно в процессе бурения скважин выполняют следующие вспомогательные работы: отбор керна, приготовление промывочной жидкости (бурового раствора), каротаж, замер кривизны, освоение скважины с целью вызова притока нефти (газа) в скважину и т. п. В случае аварии или осложнения (поломка бурильных труб, прихват инструмента и т. д.) возникает необходимость в дополнительных (ава рийных) работах. Схема буровой для осуществления вращательного метода бурения показана на рис. 1.3.
Самая верхняя труба в колонне бурильных труб не круглая, а квад ратная (она может быть также шестигранной или желобчатой). Она называется ведущей бурильной трубой. Ведущая труба проходит через отверстие круглого стола (ротора) и при бурении скважины по мере углубления забоя опускается вниз. Ротор помещается в центре буровой вышки. Бурильные трубы и ведущая труба внутри полые. Ведущая труба верхним концом соединяется с вертлюгом. Нижняя часть вертлюга, соединенная с ведущей трубой, может вращаться вместе с колонной бурильных труб, а его верхняя часть всегда неподвижна.
Рис. 1.3. Схема буровой установки для глубокого вращательного бурения:
1 - долото; 2 - гидравлический забойный двигатель (при роторном бурении не устанавливается); 3 - бурильная труба; 4 -бурильный замок; 5 - лебедка; 6 - двигатели лебедки и ротора; 7-вертлюг; 8 - талевый канат; 9 - талевый блок; 10 - крюк; 11 - буровой шланг; 12 - ведущая труба; 13 - ротор; 14 - вышка; 15 - желоба; 16 - обвязка насоса; 17 - буровой насос; 18 - двигатель насоса; 19 - приемный резервуар (емкость)
К отверстию (горловине) неподвижной части вертлюга присоеди няется гибкий шланг, через который в процессе бурения закачивается в скважину промывочная жидкость при помощи буровых насосов. Жидкость через ведущую трубу и всю колонну бурильных труб попадает в долото и через отверстия в нем устремляется на забой скважины (при бурении гидравлическим двигателем промывочная жидкость вначале поступает в него, приводя вал двигателя во вращение, а затем в долото.) Выходя из отверстий в долоте, жидкость промывает забой, подхваты вает частицы разбуренной породы и вместе с ними через кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами подни мается наверх, где направляется в прием насосов, предварительно очищаясь на своем пути от частиц разбуренной породы.
К верхней части (неподвижной) 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 проводят цементирование (тампонаж), т. е. закачивают це ментный раствор через обсадные трубы в кольцевое пространство между ними и стенками скважины. Цементный раствор, поднимаясь вверх, заполняет затрубное пространство. После затвердения цементного раст вора бурение возобновляется.
В скважину спускают долото, диаметр которого меньше диаметра предыдущей обсадной колонны. Затем в пробуренную до проектной глубины скважину опускают колонну обсадных труб (эксплуатационную колонну) и цементируют ее. Цементирование проводят для того, чтобы изолировать друг от друга водоносные и нефтеносные пласты. Если при бурении под эксплуатационную колонну возникают большие осложне ния, препятствующие успешному бурению, то после кондуктора спу скают одну или две промежуточные (технические) колонны.
§ 3. Цикл строительства скважин. Баланс календарного времени понятия о скорости бурения
Полный цикл строительства скважины состоит из следующих основ ных операций:
1) подготовительные работы к строительству скважины-устройства подъездного пути, планировка площади, устройство фундаментов и т. п.;
2) вышкомонтажные работы - строительство или перетаскивание вышки, монтаж бурового оборудования, установка его на фундамент;
3) подготовительные работы и бурение скважины;
4) бурение скважины - проходка и крепление;
5) испытание скважины на приток нефти или газа;
6) демонтаж бурового и силового оборудования, вышки и привышечных сооружений.
Демонтаж бурового оборудования и вышки, выполненный после вызова притока из пласта, в соответствии с инструкцией ЦСУ СССР в общую продолжительность цикла строительства скважин не вклю чается.
Производственный цикл сооружения скважины начинается с момента строительства вышки-рытья котлованов под фундамент буровой и завершается испытанием скважины на промышленный приток нефти (эксплуатационное бурение) или испытанием всех намеченных объектов (разведочное бурение).
Начало бурения скважины - момент первого спуска бурильной ко лонны для проходки, а окончание бурения момент окончания выброса бурильных труб на мостки после промывки скважины и испытания колонны на герметичность. Для определения продолжительности наи более трудоемкого этапа-бурения скважины - составляется баланс ка лендарного времени, который включает следующие элементы.
Производительное время бурения tпр в том числе:
время на проходку - механическое бурение tм, спуско-подъемные операции tс.п;
время на подготовительно-вспомогательные работы tп.в.р -смена долота, приготовление глинистого раствора и т.д.;
время на крепление скважины tкр - спуск обсадной колонны и ее цементирование.
Время на ремонтные работы tрем -проведение профилактики обору дования; устранение неисправностей, возникающих в период бурения и крепления скважины.
Время на ликвидацию осложнений, возникающих в стволе скважины по геологическим причинам, tос.
Непроизводительное время tн включает следующие:
время на ликвидацию аварий tа;
потери времени из-за простоев по организационно-техническим при чинам, tп.
Баланс календарного времени бурения и крепления имеет следующий вид:
Тб.к=tм+tс.п+tп.в.р+tкр+tрем+tос+tа+tп. (1,1)
Баланс календарного времени и его отдельные элементы служат основой для определения разных скоростей бурения, определяющих темпы строительства скважины.
1. Техническая скорость бурения определяется проходной за 1 мес. производительных работ буровой установки (м/ст-мес):
υт=Н720/tпр, (1,2)
где Н - общая проходка (плановая или фактическая) за определенный период времени (глубина скважины), м; 720 - продолжительность 1 ст.-мес. бурения, ч; tпр - производительное время бурения, ч.
Показатель технической скорости используют для сравнительной оценки эффективности новой техники, разных способов бурения.
2. Коммерческая скорость бурения определяется проходкой за 1 мес. работы буровой установки (м/ст-мес):
υк=Н720/Тб.к, (1,3)
На коммерческую скорость влияют факторы технико-технологического и организационного характера. Для того, чтобы повысить υк, необходимо сократить и ликвидировать непроизводительное время, уменьшить абсолютные затраты производительного времени ускорением проведения операций. Это может быть достигнуто путем совер шенствования буровой техники и технологии, механизации трудоемких операций, улучшения организации производства.
3. Цикловая скорость строительства скважины (м/ст-мес)
υц=Н720/Тц, (1,4)
где Н-глубина скважины, м; Тц-время цикла сооружения скважины, ч.
Цикловая скорость характеризует технический и организационный уровни буровых работ, отражает эффективность совместного действия бригад, участвующих в сооружении скважины (вышко-монтажных буро вых бригад и бригад по испытанию скважин).
§ 4. Буровые установки глубокого бурения
Скважину бурят при помощи буровой установки, представляющей собой сложный комплекс машин, механизмов, аппаратуры, металло конструкций, средств контроля и управления, расположенных на по верхности.
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 жид кости, механизмы для автоматизации и механизации спуско-подъемных операций, 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 разнооб разия глубин и конструкций скважин не могут быть удовлетворены одним типоразмером буровой установки, поэтому пред усмотрены разные буровые установки.
Буровую установку для бурений конкретной скважины или группы скважин выбирают по допускаемой нагрузке на крюке, которая не должна превышать вес (в воздухе) наиболее тяжелой обсадной колонны. Использование установок более высокого класса, чем это требуется по конструкции скважины, нерационально, так как, не давая существен ного повышения скорости бурения, это приводит к увеличению стои мости 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.
Самоходные буровые установки для глубокого бурения на нефть и газ отечественная промышленность не выпускает. По этим причинам, как исключение, для бурения неглубоких эксплуатационных скважин используется самоходная установка типа УБВ-600Н, грузоподъем ностью 500 кН (на шасси автомобиля КрАз-257).
Для несамоходных буровых установок характерны следующие три метода монтажа и транспортировки: агрегатный (индивидуальный) мелкоблочный и крупноблочный.
Агрегатный метод монтажа буровых установок заключается в индивидуальных транспортировке и монтаже каждого агрегата уста новки и применяется, как правило, при ее первичном монтаже. При повторном монтаже 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 повторного монтажа буровых установок связан с большим комплексом трудоемких работ (строительные, плотничные, слесарные, подсобно-вспомогательные и др.), выполняемых на месте, что вызывает удлинение сроков монтажа буровых установок. Поэтому данный метод применяется редко, в основном при бурении опорных скважин, монтаже буровых установок большой грузоподъемности и перевозке установок на большие расстояния.
Мелкоблочный метод монтажа буровых установок заклю чается в том, что агрегаты и узлы установки перевозят и монтируют на металлических основаниях. Металлическое основание со смонтирован ными на нем каким-либо узлом установки составляет мелкий блок (секцию-модуль). Число таких блоков буровой установки определяется конструкцией установки, условиями разработки месторождения и гео графическими условиями, обычно буровая установка расчленяется на 15-20 мелких блоков. Габариты и масса мелких блоков позволяют перевозить их на универсальном транспорте, а в труднодоступных районах - на вертолетах.
Этот метод монтажа буровых установок широко применяют в раз ведочном бурении, а в некоторых районах при эксплуатационном буре нии, когда из-за сложных природно-географических условий невозможно перевозить установки крупными блоками.
Крупноблочный метод монтажа буровых установок заклю чается в перевозке агрегатов и узлов установки крупными блоками на специальном транспорте (тяжеловозы, подкатные тележки на гусенич ном 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 транспорт ных средствах, и смонтированных на нем агрегатов и узлов буровой установки, кинематически связанных между собой.
При перевозке таких блоков почти не нарушаются кинематические связи узлов установки и коммуникации и не демонтируются укрытия, что позволяет исключить трудоемкие работы, выполняемые при обыч ном методе монтажа, такие как строительные, плотничные, слесарные и подсобно-вспомогательные. Применение крупных блоков позволяет сократить сроки монтажа буровых установок до минимума. Однако промышленное обустройство нефтяных площадей, строительство высо ковольтных передач, железных и шоссейных дорог, а также ограничения, налагаемые охраной земельных угодий, снижают возможности приме нения этого способа, особенно в центральных районах страны. Обычный и мелкоблочный методы монтажа буровых установок занимают много времени и резко снижают производительность буровых установок.
Рис. 1.4. Передвижная платформа ПП-40Бр:
1 - тягач; 2 - лебедка; 3 - платформа; 4 - система роликов; 5 - опорные устройства; 6 - задние колеса; 7 - запасное колесо; 8 - механизм подъема запасного колеса
Промышленностью выпускаются буровые установки, изготовленные так, что они могут перевозиться в зависимости от местных условий разными способами. Эти установки называются установками универ сальной монтажеспособности. В буровых установках универсальной монтажеспособности монтажные схемы и конструкторские решения оснований и общей компоновки обеспечивают три способа монтажа и транспортирования оборудования с пробуренной скважины на новую точку бурения: крупными блоками на специальных транспортных средствах (тяжеловозах), средними блоками (секциями) массой до 40 тонн на трайлерах или платформах ПП40Бр (рис. 1.4) и, наконец, по агрегатно с помощью транспорта общего назначения. В настоящее время серийно выпускаются следующие буровые установки универсаль ной монтажеспособности: БУ-2500ЭУ, БУ-2500ДГУ, БУ-5000ЭУ и БУ-5000ДГУ.
Широкое развитие получили следующие модификации буровых уста новок: установки, созданные для конкретных условий районов массо вого бурения, установки с тиристорным регулируемым электроприво дом основных механизмов с питанием от промышленных электросетей и автономных дизельэлектрических станций. Так, специально для усло вий Западной Сибири созданы и серийно выпускаются буровые уста новки БУ-ЗОООЭУК-1М и БУ-ЗОООЭУК-2М (см. табл. 1.2). Это позво лило обеспечить существенное наращивание объемов и эффективность буровых работ на нефть и газ в этом регионе. Буровые установки с тиристорным регулируемым электроприводом (установки БУ-2500-160ЭП и БУ-2500ЭПК), имея существенные положительные качества - регули руемость технологических параметров, обладают пока повышенной стоимостью основного оборудования.
§ 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. Вес инструмента, с которым приходится при этом оперировать, достигает многих сотен килоньютонов. Для того чтобы уменьшить нагрузку на канат и снизить установочную мощность двигателей, применяют подъемное оборудова ние (рис. 1.5), состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой (поли спастовой) системы. Талевая система состоит из неподвижной части кронблока (неподвижные блоки полиспаста), устанавливаемого на верху фонаря вышки, и подвижной части - талевого блока (подвижного блока полиспаста), талевого каната, крюка и штропов.
Рис. 1.5. Спуско-подъемное оборудование буровой установки:
1 - кронблок; 2 - вышка: 3 - талевый канат; 4 - талевый блок; 5 - крюк; 6 - неподвижный конец талевого каната; 7 - буровая лебедка
Подъемное оборудование - неотъемлемая часть 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 осуществле ния процесса бурения. Буровые вышки различаются по грузоподъем ности, высоте и конструкции.
Рис. 1.6. Вышка BMP-45 x 170
По конструкции вышки подразделяются на два следующих типа: мачтовые и башенные. Вышки мачтового типа - это такие вышки, у которых нагрузка передается на одну или две опоры. В вышках башенного типа нагрузка передается на четыре опоры. Вышки мачто вого типа (А-образные вышки) широко используются. На рис. 1.6 в качестве примера показано устройство вышки BMP-45 x 170. Полезная высота вышки 45 м, грузоподъемность 1700 кН. Вышками этого типа, только грузоподъемностью 2000 кН, оснащены буровые установки БУ-ЗОООУК-1М и БУ-ЗОООЭУК-2М. Ноги вышки представляют собой четырехгранные пространственные фермы, каждая нога состоит из четырех цельносварных секций 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8. Секции соединяются между собой пальцами 14. К верхним опорным шарнирам ног крепится рама кронблока 9, а нижние опорные шарниры устанавливаются в подвышечные опоры основания вышечного блока и соединяется осями 19. Неизменяемое положение вышки в плоскости ног обеспечено двумя горизонтальными 13 и двумя наклонными 12 регулируемыми тягами, установленными в верхней ее части, а устойчивое вертикальное-с помощью фиксаторов к ригелю устройства для подъема. Внутри правой ноги расположены маршевые лестницы, доходящие до платформы верхового рабочего. От уровня платформы верхового рабочего до кронблока встроены лестницы-стремянки. В левой ноге лестницы-стре мянки проходят на всю ее длину.
К правой ноге от основания подходит наружная маршевая лестница 18, а также крепится площадка 16, для обслуживания стояка манифольда. Платформа верхового рабочего 15 крепится к секциям вышки в трех положениях в зависимости от размера бурильных свечей. Бурильной свечей называется часть бурильной колонны, состоящая из двух или нескольких бурильных труб, не развинчиваемых в процессе спуско-подъемных операций. На платформе верхового рабочего располо жены: магазин для свечей, площадка верхового рабочего, тамбур для перехода с одной площадки на другую. К платформе крепится утеплен ная кабина с электропечкой для обогрева и отдыха рабочего, а также козырьки и открывающиеся ветровые щиты.
На раме кронблока установлены стойки 10 с ригелем 11 для смены секций шкивов при ремонте. На всех наружных площадках вышки устанавливаются съемные перила. К секциям 3 и 4 крепится предохра нительное устройство 17 против падения бурильных свечей. В практике отечественного бурения используются вышки (41 м) башенного типа. Это четырехгранная усеченная пирамида, состоящая из 10 панелей высотой 4 м каждая. Нижнее основание вышки имеет размер 8 х 8 м, а верхнее 2 х 2 м. Ноги вышки в нижней части имеют опорные плиты, за эти плиты вышка с помощью болтов крепится к фундаменту. К верхним торцам ног привариваются специальные столики для установки и креп ления подкронблочных балок, на которые устанавливается кронблок.
В зависимости от длины используемых свечей вокруг вышки устраи вается балкон (полати). Во время спуско-подъемных операций на бал коне работает верховой рабочий (помощник бурильщика). Он устанав ливает поднимаемые из скважин свечи за палец, либо подает их из-за пальца при спуске в скважину. При использовании вышки (41 м) балкон устанавливают на высоте 22,5 м от пола, так как бурят с применением 24-25 м свечей.
Рис. 1.7. Балкон для верхового рабо чего и устройство пальцев для уста новки свечей
На рис. 1.7 показано расположение балкона в плане. Ширина бал кона 0,8 м. Со стороны передней грани вышки выдвигается площадка шириной 0,8 м для верхового рабочего 1, окруженная прочными пери лами высотой 1,2 м 2; эта площадка, огороженная перилами, называется буровой площадкой (люлькой). К боковым граням вышки на 0,5 м ниже уровня балкона укрепляются пальцы - консольные балки, усиленные подкосами и препятствующие перемещению верхних концов бурильных труб. С внутренней стороны наружный балкон имеет перила, а с внешней стороны он сплошь обшит досками.
В связи с тем, что металлургические заводы пускают бурильные трубы разной длины, на буровых предприятиях могут быть скомплек тованы свечи бурильных труб с разницей длин в несколько метров. Поэтому правилами безопасности предусмотрено в таких случаях ис пользование на буровых передвижных люлек верхового рабочего. Эксплуатация передвижных люлек связана с большой опасностью, так как передвижная люлька - сложный механизм. К работе на передвижных люльках допускаются только рабочие, прошедшие соответствующее медицинское освидетельствование, сдавшие экзамены по правилам эксплуатации люлек и технике безопасности.
Для повышения безопасности труда верховых рабочих рекомендуется комплектовать свечи с разницей по длине, обеспечивающей возможность использования стационарной люльки. Использование передвижных люлек следует допускать только в исключительных случаях.
Для подъема рабочих на вышку устраиваются маршевые лестницы с перилами. Каждая маршевая лестница укрепляется на кронштейнах с внешней стороны вышки и состоит из одиннадцати маршей, между которыми устроены горизонтальные угловые площадки. Сверху на вышке для подъема кронблоков устанавливаются козлы, представляю щие собой пространственную ферму.
Вышки мачтового типа по сравнению с вышками башенного типа имеют следующие преимущества: на их изготовление тратится меньше металла, они имеют меньшее число деталей, облегчается их монтаж и демонтаж, улучшаются условия работы по затаскиванию труб в буро вую и выбросу их из буровой, а также обзорность в буровой.
При любой конструкции буровой вышки в ней следует рассматривать с точки зрения техники безопасности прежде всего основание фонаря, балкон, лестницы и мост. Наиболее серьезной опасностью при работе в буровых вышках является частичное или полное обрушение вышки. Основная причина, приводящая к падению или разрушению вышки, - недостаточный надзор за их состоянием в процессе их длительной эксплуатации (без переборки в связи с частыми перетаскиваниями их в собранном виде). По этим причинам введены изменения к действую щим правилам безопасности, предусматривающие обязательные перио дические проверки вышек, в том числе с полной их разборкой и ревизией деталей, а также испытания с нагружением вышек в собранном виде.
Кроме этого, вышка должна подвергаться тщательному осмотру и проверке каждый раз до начала буровых работ, перед спуском обсадных колонн, освобождением прихваченной бурильной или обсад ной колонны при авариях, а также 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 монти руют в горизонтальном положении, а затем поднимают в вертикальное положение специальными устройствами. 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.
Рис. 1.8. Схема сборки вышки башенного типа при помощи подъемника:
а - сборка верхней секции; б - подьем секции вышки с балхоном; в - поднятая вышка
При невозможности (из-за условий местности) транспортировки вышки целиком она разбирается на секции и транспортируется частями универсальным транспортом. Наиболее распространенным методом монтажа вышек башенного типа - метод «сверху вниз». Перед началом монтажа вышки по этому методу на вышечном основании монтируют подъемник. После окончания сборки вышки подъемник демонтируют. На рис. 1.8 показана схема сборки вышки при помощи подъемника. Разбираются вышки башенного типа подъемниками в последователь ности, обратной сборке. При перемещении бурового оборудования вышку башенного типа выгодно (в случае благоприятных рельефных условий) не разбирать, а передвигать в собранном виде.
Одновременно с монтажом буровой установки и сборкой или уста новкой вышки ведут строительство привышечных сооружений. К привышечным относятся следующие сооружения.
1. Редукторный (агрегатный) сарай, предназначенный для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки. Его пристраивают к фонарю вышки со стороны ее задней панели в направлении, противо положном мосткам. Размеры редукторного сарая определяются типом установки.
2. Насосный сарай для размещения и укрытия буровых насосов и силового оборудования. Насосный сарай строят или в виде пристройки сбоку фонаря вышки редукторного сарая, или в стороне от вышки. В первом случае размеры сарая 5 х 15м, во втором случае 9 х 14 м, высота сарая 4,5-5 м.
Стены и крышу редукторного и насосного сараев в зависимости от конкретных условий обшивают досками, гафрированным железом, ка мышитовыми щитами, резинотканями или полиэтиленовой пленкой. Использование некоторых буровых установок требует совмещения ре дукторного и насосного сараев.
3. Приемный мост, предназначенный для укладки бурильных, обсад ных и других труб и для перемещения по нему оборудования, инстру мента, материалов и запасных частей. Приемные мосты бывают гори зонтальные и наклонные. Высота установки этих мостов регулируется высотой установки рамы буровой вышки. Ширина приемных мостов до 1,5-2 м, длина до 18 м.
4. Система устройств для очистки промывочного раствора от выбуренной породы, а также склады для химических реагентов и сыпучих материалов.
5. Вспомогательные сооружения: при бурении на электроприводе - трансформаторные площадки, при бурении на ДВС - площадки с ем костями для горюче-смазочных материалов и т. п.
6. Соцкультобъекты - культбудка, 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 медленного опускания (подачи) в процессе бурения. Кроме того в некоторых случаях буровая лебедка используется для передачи мощности от двигателя к ротору, свинчивания и развинчивания труб, подтаскивания грузов и других вспомогательных работ. Лебедка - один из основных агрегатов буровой установки.
Спуск и подъем бурильных колонн проводят много раз, все операции повторяются систематически в строго определенной последователь ности, 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 мощ ности 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, обеспечивать плавное включение с мини мальной затратой времени на эти операции. В случаях прихватов и затяжек колонн сила тяги при подъеме должна быть быстро увеличена. Переключение скоростей для подъема колонн разного веса осуществ ляется периодически.
Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой установлены на подшипниках качения подъемный и трансмиссионные (один или два) валы, ленточный и гидравлический или электрический тормоза и пульт управления. Кроме того, на некоторых лебедках монтируются коробки перемены передач, позволяющие сократить число валов лебедки.
По числу валов буровые лебедки делятся на одно-, двух- и трехвальные. Кинематическая связь между валами лебедок осуществляется с по мощью цепных передач.
Подъемный вал - основной вал буровой лебедки, а в некоторых случаях и единственный. На подъемном валу, кроме звездочек цепной передачи, монтируются барабан для навивки талевого каната, ленточ ный тормоз и муфта, соединяющая вал с гидравлическим или электри ческим тормозом.
Трансмиссионный и промежуточный (катушечный) валы буровой лебедки осуществляют кинематическую связь между подъемным валом и приводом лебедки. Трансмиссионный вал часто используется для передачи вращения ротору и для присоединения к лебедке автомата подачи долота.
На промежуточном валу, кроме звездочек цепной передачи для
Передачи вращения подъемному валу, в некоторых случаях монтируют специальные катушки для проведения работ по подтаскиванию грузов и работ по свинчиванию и развинчиванию труб при спуско-подъемных операциях. Для выполнения этих работ применяют вспомогательные лебедки и пневматические раскрепители. В результате этого упрощается конструкция буровой лебедки и повышается безопасность работы по подтаскиванию грузов и вспомогательных работ при спуско-подъемных операциях.
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 металличе ский 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.
На рис. 1.9 дан общий вид буровой лебедки. Талевая (полиспастовая) система буровых установок предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступа тельное (вертикальное) перемещение крюка и уменьшения нагрузки на ветви каната (см. рис. 1.5).
Рис. 1.9. Общий вид ле бедки У2-2-11:
1 - рама; 2 - ванна ценной переда чи; 3 - стойка: 4 - балансир; 5 - ку лачковая муфта: 6 - ручное управ ление кулачковой муфтой; 7 - трансмиссионный вал; 8 - рычаж ная система управления кулачко вой муфтой; 9 - бак гидротормоза; 10 - кулачковая муфта: 11 - гидро тормоз; 12 -трансмиссия ротора; 13 - подъемный вал с барабаном; 14 - тормозной рычаг; 15 - командоконтроллер
Через канатные шкивы талевого и кронблока в определенном по рядке пропускается стальной талевый канат, один конец которого крепится неподвижно (этот конец каната часто называют мертвым концом). Другой конец так называемый ходовой (ведущий) крепится к барабану лебедки.
По грузоподъемности и числу ветвей каната в оснастке талевые системы разделяют на разные типоразмеры. В буровых установках грузоподъемностью 50-75 т применяется талевая система с числом шкивов 2х3 и 3х4; в установках грузоподъемностью 100-300 т применяют число шкивов 4х5, 5х6 и 6х7.В обозначении системы остастки первая цифра показывает число канатных шкивов талевого блока, а вторая цифра-число канатных шкивов кронблока.
Кронблок (табл. 1.5) представляет собой раму, на которой смонти рованы оси и опоры со шкивами. Иногда рама выполняется за одно целое с верхней частью вышки. Талевый блок (табл. 1.6) 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; для работы с подвешенным автоматическим элеватором, применяющимся в комплексе механизмов типа АСП для автоматизации и механизации спуско-подъемных операций.
В талевых системах буровых установок используют стальные круг лые шестипрядные канаты тросовой конструкции, которые получаются в результате двойной свивки; проволок в пряди и предей в канаты. Пряди свивают в канат вокруг органического или металлического сердечника. Пряди талевых канатов изготовляются с числом проволок от 19 до 37. Для изготовления талевых канатов используется высокоуг леродистая и высокомарганцевистая канатная проволока. Канаты из готовляются: с металлическим сердечником (м.с.); с органическим трех - прядным сердечником (о.с.); с пластмассовым стержневым сердечником (п.с.).
Канаты с металлическим сердечником обладают повышенным раз рывным усилием и высокой поперечной жесткостью, благодаря которой возрастает их сопротивляемость раздавливанию. Талевые канаты бы вают прямой и крестовой свивки. В талевых системах применяют канаты крестовой свивки. При крестовой свивке проволоки вьются в пряди в одну сторону, а пряди в канате вьются в противоположную сторону.
Канаты крестовой свивки изготовляют правого и левого направления с одним сердечником. Правые свивают по часовой стрелке, левые - про тив 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 применяют нераскручивающиеся канаты, у которых проволоки и пряди каната освобождены от внутренних напря жений, так как они по сравнению с обыкновенными обладают большей гибкостью, усталостной прочностью и меньшими вибрацией и враще нием 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. Так, канат с металлическим сердечником, диаметром 32 мм, марки 1, правой крестовой свивки, маркировочной группы по временному сопротивле нию разрыву 1568 МПа обозначается следующим образом: канат МС-32-1-1568 (160); то же, левой крестовой свивки; канат МС-32-1-Л-1568 (160).
Наиболее распространены канаты с органическим и пластмассовым сердечником диаметром 28 и 32 мм. При больших глубинах, когда нагрузки на буровую установку близки к максимальным, следует поль зоваться канатами с металлическими сердечниками.
Расходы каната на 1 м проходки скважины составляет от 0,5 кг до нескольких килограммов. По мере углубления скважины вес груза, который приходится поднимать или спускать, беспрерывно увеличивается. Так как двигатель для лебедки подбирается, исходя из условий подъема или спуска груза максималь ного веса, то совершенно очевидно, что в процессе бурения скважины он используется неэффективно. Полная мощность его используется только при достижении проектной глубины скважины и то лишь при подъеме первых свечей. Поэтому стремятся подобрать такой полиспастовый механизм, который потребовал бы меньшей мощности. Это достигается применением различных оснасток талевой системы: 2 х 3; 3 х 4; 5 х 6; 6х7. Первая цифра означает число работающих роликов талевого блока, а вторая - кронблока.
Исходя из этого, следовало бы начинать бурение при оснастке 2х3, а затем последовательно в зависимости от глубины переходить на оснастки 3х4; 4х5 и т. д. Однако процесс переоснастки талевой системы буровой установки трудоемок и занимает много времени, поэтому многократное изменение оснастки целесообразно только в том случае, если время (Тп.о.), затраченное на ее осуществление, меньше времени, которое будет выиграно в процессе подъема и спуска инстру мента (Тп.с.). Если же Тп.о. > Тп.с., то целесообразно с самого начала применить более сложную оснастку.
На практике всегда Тп.о. > Тп.с. , поэтому глубокие скважины бурят либо при одной оснастке 4 х 5 (5 х 6), либо при двух оснастках талевой системы; в последнем случае с некоторой глубины с оснастки 4х5 (5 х 6) переходят на оснастку 5 х 6 (6 х 7). При любой схеме оснастки основное условие нормальной эксплуатации талевого каната - сохране ние талевым блоком строго фиксированного положения при его подъеме и спуске.
Талевый канат в талевом механизме может быть заправлен по разным схемам. При всех используемых схемах оснастки нужно так навивать канат на барабан лебедки, чтобы витки каната были уложены равномерно и полностью исключали трение талевого каната о фланцы барабана, реборды шкивов кронблока и отдельных ветвей каната между собой.
При бурении скважин широко используется крестовая оснастка тале вой системы (рис. 1,10), при которой ось кронблока должна быть параллельна оси барабана лебедки, а ось талевого блока при этом перпендикулярна оси кронблока. Это позволяет значительно снижать стремление каната к закручиванию талевой системы и обеспечить правильную навивку каната на барабан лебедки. Оснастку осуществ ляют следующим образом.
Бухту устанавливают на металлическую ось и при помощи пенько вого каната, привязанного к талевому канату, последовательно пропус кают конец каната через ролики кронблока и талевого блока. Затем конец каната так называемый ходовой закрепляют в специальном предусмотренном на барабане лебедки устройстве, после чего наматы вают на барабан 8-10 витков, опускают талевый блок на пол буровой и зажимают неподвижный конец (мертвый) в специальном механизме. Для закрепления неподвижного конца талевого каната и проведения в процессе эксплуатации его перепуска буровые установки оснащаются специальными механизмами крепления неподвижного конца талевого каната.
Талевый канат в процессе работы изнашивается неравномерно (под Износом талевого каната понимается усталостный обрыв проволок). Наиболее быстро изнашивается ведущая ветвь, от которой износ уменьшается по направлению к неподвижной ветви. В производственных условиях очень трудно установить срок службы талевого каната, так как отсутствуют надежные способы определения действительных величин напряжений и усилий, воспринимаемых канатом.
В процессе эксплуатации за состоянием талевого каната устанавли вается тщательный надзор: перед началом каждой смены его осматри вает старший по смене (бурильщик). Талевый канат заменяют, если при осмотре его обнаружится один из следующих дефектов:
а) оборвана одна прядь канат;
б) на шаге свивки каната диаметром до 20 мм число оборванных проволок составляет более 5%, а каната диаметром свыше 20 мм - более 10% от всего числа проволок в канате;
в) одна из прядей вдавлена из-за разрыва сердечника каната;
г) канат вытянут или сплюснут и его наименьший диаметр состав ляет 75% и менее от первоначального;
д) на канате имеется скрутка («жучок»);
е) при износе или коррозии, достигшей 40% и более первоначального диаметра проволок.
Для правильной эксплуатации каната нужно избегать передачи на него резких нагрузок. Размеры канавок на шкивах блока и кронблока должны соответствовать диаметру каната. При спуске и подъеме талевого блока наблюдается вибрация ведущей ветви каната, вызванная f изменением скорости движения и направления укладки витков каната на барабане лебедки при переходе на последующий ряд навивки. В целях устранения вибрации и его вредных влияний на ведущей ветви устанавливают специальное приспособление для наматывания каната на барабан лебедки.
Если необходимо заменить канат, то раскрепляют неподвижный конец старого каната и соединяют с концом нового каната. При вращении барабана лебедки старый канат постепенно снимается с тале вой системы и наматывается на барабан лебедки. Одновременно с этим новый канат, разматываясь со своего барабана, следом за концом старого переходит через шкивы талевой системы. Когда конец нового каната, пройдя талевую систему, намотается на барабан лебедки поверх старого каната, а другой, свободный конец нового каната, крепят как неподвижный конец. Затем разматывают конец нового каната с бара бана лебедки и отсоединяют от старого каната. После этого старый канат сматывают с барабана лебедки, а конец нового каната присоеди няют к барабану и наматывают на барабан в обычном порядке.
Буровые крюки изготавливают в виде отдельных крюков или крю ков, соединенных с талевым блоком (крюкоблоки). Они служат для подвешивания при помощи штропов с элеватором бурильной и обсад ной колонн в процессе спуско-подъемных работ, бурения для подвеши вания вертлюга с бурильной колонной, а также для подъема, спуска и подтаскивания грузов при буровых и монтажно-демонтажных работах.
По конструкции крюки бывают одно- дву- и трехрогие. Трехрогие крючи почти полностью вытеснили двурогие и однорогие крюки. Нали чие трех рогов позволяет штропы, подвешенные на боковые рога крюков в начале бурения, не снимать до конца бурения скважины, в результате облегчается труд буровой бригады и ускоряется время, затрачиваемое на вспомогательные операции.
По способу изготовления крюки бывают коваными, составными пластинчатыми и литыми.
Штропы бурильные - соединяющее звено между буровым крюком и элеватором, на котором подвешивается буровой инструмент или колонна обсадных труб. Штропы бывают следующей грузоподъем ностью [в Мн(т)]: в 0,25 (25), 0,5 (50), 0,75 (75), 1,25 (125), 2,0 (200) и 3,0 (300). Штропы грузоподъемностью 0,25, 0,5 и 0,75 Мн предназначены для ремонта скважин, но могут быть использованы и для буровых установок соответствующей грузоподъемности.
Рис. 1.11. Штропы для подвески элеваторов:
а - двухвствевой; б - одноветвевой; в - одноветвевой с корот кой верхней петлей
По конструкции штропы бывают двух типов: одно- и двухветвевые (рис. 1.11). Штропы изготовляют цельнокатаными, цельноковаными, а иногда сварными, нормальной (ШБА) и укороченной (ШБУ) длины.
Подъем и спуск бурильных труб с целью замены сработавшегося долота состоит из одних и тех же многократно повторяемых операций, требующих затраты больших физических усилий.
Для спуско-подъемных операций буровая бригада должна быть оснащена, во-первых, инструментами для захвата и подвешивания колонны труб (элеваторами, клиновыми захватами и т. п.) и, во-вторых, инструментом для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб (машинные ключи, круглые ключи и т. п.).
При спуско-подъемных операциях используют инструменты для захвата и подвешивания колонны труб. В качестве такого инструмента применяют элеваторы, клинья и спайдеры (элеваторы с плашечными захватами). Устройство для захвата и подвешивания колонн разли чаются по размерам и грузоподъемности. Обычно это оборудование выпускается для бурильных труб размером 60, 73, 89, 114, 127, 141, 169 мм с номинальной грузоподъемностью 75, 125, 140, 170, 200, 250, 320 т. Для обсадных труб диаметром от 194 до 426 мм применяют клинья следующих четырех размеров: 219, 273, 375 и 476 мм, рассчи танные на грузоподъемность от 125 до 300 т.
Элеватор служит для захвата и удержания на весу колонны буриль ных (обсадных) труб при спуско-подъемных операциях и других работах в буровой. Применяют элеваторы разных типов, отличающиеся разме рами в зависимости от диаметра бурильных или обсадных труб, грузо подъемностью, конструктивным исполнением и материалом для их изготовления. Элеватор при помощи штропов подвешивается к подъем ному крюку.
Клинья для бурильных труб используют для подвешивания буриль ного инструмента в столе ротора. Применение клиньев ускоряет работы по спуско-подъемным операциям. Широко применяют автоматические клиновые захваты с пневматическим приводом - ПКР (в этом случае клинья в ротор вставляются не вручную, а при помощи специального привода, управление которым внесено на пульт бурильщика).
Для спуска тяжелых обсадных колонн применяют клинья с неразъем ным корпусом. Клинья устанавливают на специальных подкладках над устьем скважины. Клин состоит из массивного корпуса, воспринимаю щего вес обсадных труб. Внутри корпуса находятся плашки, предназна ченные для захвата обсадных труб и удержания их в подвешенном состоянии. Подъем и опускание плашек осуществляется поворотом рукоятки в ту или другую сторону вокруг клина, что достигается наличием наклонных исправляющих вырезов в корпусе, по которым при помощи рычага перекатываются ролики плашек.
Для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб применяется специальный инструмент. В качестве такого инструмента применяют различные ключи. Одни из них предназначаются для свинчи вания, а другие для крепления и развинчивания резьбовых соединений колонны. Обычно легкие кругловые ключи для предварительного свин чивания рассчитаны на замки одного диаметра, а тяжелые машинные ключи для крепления и открепления резьбовых соединений на два, а иногда и более размеров бурильных труб и замков.
Операция крепления и открепления резьбовых соединений бурильных и обсадных колонн осуществляется двумя машинными ключами - при этом один ключ (задерживающий)-неподвижный, а второй (завинчи вающий)-подвижный. Ключи подвешивают в горизонтальном положении. Для этого у полатей на специальных пальцах укрепляют метал лические ролики и через них перекидывают стальной тартальный канат или одну прядь талевого каната. Один конец этого каната прикрепляют к подвесхе ключа, а другой к противовесу, уравновешивающему ключ и облегчающему перемещение ключа вверх или вниз. С целью облегче ния труда и ускорения процесса спуска и подъема широко применяют следующее:
1) стационарные автоматические ключи типа АКБ, которые пол ностью механизируют все операции по свинчиванию и развинчиванию, включая крепление и развинчивание резьбовых соединений, а также вспомогательные операции (подвод-отвод ключа, захват и освобожде ние трубы), что позволяет ускорить эти работы на 8-10%;
Выпускаются автоматические ключи универсальные, в том числе для свинчивания и крепления обсадных труб - АКБУ. Автоматические ключи должны оснащаться моментомером;
2) подвесные пневматические ключи типа ПБК, механизирующие основные операции по свинчиванию бурильных труб. Применение клю чей типа ПБК ускоряет эти работы на 3-5%.
В нашей стране и за рубежом ведутся работы по созданию буровых установок с высокой степенью механизации трудоемких процессов, в том числе с применением ключей с гидроприводом и микропроцессор ными средствами для контроля за свинчиванием резьбовых соединении и комплекса средств механизации спуско-подъемных операций.
Основным направлением автоматизации СПО считается оснащение буровых установок комплексом средств механизации и управления qnycKO-подъемом в оптимальном режиме. Под оптимизацией СПО
понимают минимальные затраты на спуско-подъем с учетом ограниче ний по технологии проводки скважин.
На основе создания ряда механизмов для автоматизации и механи зации отдельных операций СПО в нашей стране создан автомат спуско-подъема (АСП). Эта установка позволяет комплексно механизиро вать СПО. Комплекс механизмов АСП обеспечивает следующее:
а) совмещение во времени спуска и подъема колонны бурильных труб и ненагруженного элеватора с операциями свинчивания и развинчивания свечей, их установку на подсвечник и вынос к центру скважины;
б) механизацию свинчивания и развинчивания замковых соединений свечей;
в) автоматизацию захвата и освобождения колонны бурильных труб элеватором;
г) механизацию установки свечей на подсвечник и выноса их к центру, скважины;
д) механизацию смазки резьбовых соединений свечей.
Совмещение операций достигается введением в комплект установки специальной талевой системы и механизмов для расстановки свечей. При наличии этих механизмов буровая лебедка лишь поднимает и спускает колонну труб и порожний элеватор, все операции с отвинченной свечой проводятся механизмами для их расстановки. Это позволяет значительно сократить время на СПО. Также получили распространение приспособления, механизирующие часть операций спуско-подъема бу рильных труб (МСП - механизмы спуско-подъема).
Комплекс типа МСП позволяет механизировать: затаскивание и установку свечей на подсвечнике; подтягивание верхних концов свечей с элеватором и талевым блоком к люльке верхового рабочего; завод верхних концов свечей за пальцы и вывод их из-за пальцев к центру скважины; свинчивание и докрепление резьбовых соединений бурильных и обсадных труб.
Для контроля и оптимизации СПО буровые установки должны оснащаться приборными и технологическими комплексами. Основу комплекса (независимо от грузоподъемности буровой установки) со ставляют индикатор скорости перемещения талевого блока, индикатор момента на автоматических и машинных ключах, регулятор тормозного момента при спуске колонны, устройство принудительного разгона незагруженного элеватора и сигнализатор опасного положения талевого блока.
При спуско-подъемных операциях необходимо соблюдать основные положения.
Спуско-подъемные операции (скорости спуска и подъема, момент начала подъема, проработки и другие операции), должны проводиться в соответствии с режимно-технологической картой (технический проект на строительство скважины) или указанием бурового мастера, началь ника буровой, инженерно-диспетчерской службы, руководства РИТС или разведки.
Для проведения работ по спуску, подъему и наращиванию бурильной колонны буровая установка должна быть оснащена комплектом меха низмов и приспособлений малой механизации. В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу и первую свечу следует поднимать из скважины на первой скорости. Запрещается раскреплять резьбовые соединения свечей бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны при помощи ротора. Также запре щается останавливать вращение колонны бурильных труб включением обратного хода ротора.
При спуске утяжеленных бурильных труб (УБТ) и бурильных труб в скважину резьбовые соединения следует докреплять машинными и автоматическими ключами, контролируя зазор между соединитель ными элементами и соблюдая по показаниям моментомера величину допустимого крутящего момента, установленную действующей инст рукцией.
При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.
Посадка бурильной колонны на ротор во время СПО должна проводиться плавно без толчков и ударов. При появлении посадок во время спуска бурильной колонны в местах посадок следует промывать или прорабатывать ствол скважины. Допустимые величины посадок и затяжек бурильной колонны зависят от разных технических и геологических условий и должны определяться в каждом отдельном случае буровым мастером или технологической службой.
Запрещается работать без приспособления для правильного наматы вания талевого каната на барабан лебедки.
При подъеме из скважины труб и других элементов компоновки колонны наружные поверхности их должны очищаться от остатков бурового раствора с помощью специальных приспособлений.
Колонна бурильных, обсадных труб и УБТ, захватываемая пневма тическим клиньевым захватом (ПКР), должна быть составлена с учетом допустимых нагрузок на нее, приведенных в инструкции по эксплуатации ПКР. Запрещается во время работы клиньевого захвата находиться на роторе членам буровой бригады, поднимать или спускать колонну труб при неполностью поднятых клиньях, вращать стол ротора при поднятых клиньях, работать с деформированными бурильными или обсадными трубами.
Нельзя оставлять устье скважины открытым. Необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину.
При вскрытии газоносных и склонных к поглощению бурового раствора пластов спуск и подъем бурильной колонны следует проводить при пониженных скоростях с целью снижения возможности возникно вения гидроразрыва проницаемых горизонтов и вызова притока из пласта.
При подъеме бурильной колонны из скважины следует доливать в скважину буровой раствор с теми же показателями свойств, что и у раствора, находящегося в ней. Буровой мастер (начальник буровой) должен осуществлять проверку спуско-подъемных механизмов в соот ветствии с графиком профилактического осмотра и результаты проверки
заносить в специальный журнал. Периодически должна проводиться дефектоскопия спуско-подъемного оборудования.
§ 6. Оборудование и инструмент для бурения скважин
При бурении вращательным способом, как и сверлении отверстия в любом материала необходимо, чтобы разрушающему инструменту (долото, коронка, сверло и т. п.) передавалось, во-первых, вращательное движение, во-вторых, нагрузка, обеспечивающая достаточный нажим на разрушаемый материал, а также были созданы условия для удаления разрушенных частиц вещества (породы). Поэтому применяют оборудо вание для бурения скважин, состоящее из ротора, вертлюга с буровым шлангом, буровых насосов и силового привода. В случае, если долота приводятся во вращение не с поверхности земли, а непосредственно на забое, кроме перечисленного оборудования используют гидравлические забойные двигатели или электробуры.
Роторы используют для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спуско-подъемных операциях и вспомогательных работах. Ротор - это редуктор, передающий вращение вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссии. Станина ротора воспринимает и передает на основание все нагрузки, возникающие в процессе бурения и при СПО. Внутренняя полость станины представляет собой масляную ванну. На внешнем конце вала ротора, на шпонке, может быть цепное колесо или полумуфта карданного вала. Стол ротора вращается на подшипниках качения. При отвинчивании долота или для предупрежде ния вращения бурильной колонны от действия реактивного момента ротор застопоривают защелкой или стопорным механизмом.
При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку скорость вращения ротора изменяют при помощи передаточных механизмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не связывать работу лебедки с работой ротора, в некоторых случаях при роторном бурении применяют индивидуальный, т. е. не связанный с лебедкой, привод к ротору.
Вертлюг используют для соединения талевой системы с бурильной колонной. Он обеспечивает, во-первых, вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке, и, во-вторых, подачу через нее промывочной жидкости.
Все вертлюги имеют принципиально общую конструкцию. Вертлюг состоит из двух узлов - системы вращающихся и невращающихся дета лей. Невращающуюся часть вертлюга подвешивают к подъемному крюку, а к вращающейся части вертлюга подвешивают бурильную колонну.
Для соединения с бурильным инструментом на нижний конец ствола вертлюга навинчивается переводник с левой резьбой. Подача промывоч ной жидкости от неподвижной нагнетательной линии к вертлюгу и далее к вращающимся бурильным трубам осуществляется при помощи гиб кого резинового бурового шланга (рукава).
Буровой шланг (рис. 1.12) состоит из внутреннего резинового слоя, нескольких слоев прокладок из прорезиненной ткани с соответственным числом промежуточных слоев резины, металлических плетенок и наруж ного слоя резины.
1.12. Буровой шланг (рукав):
1 - тхансвой слой; 2 - резиновый слой; 3 - металлическая оплетка; 4 – штуцер
Применяют буровые шланги, рассчитанные на давление 32, 25, 20, 16 и 10 МПа. Буровые шланги выпускаются длиной от 10 до 18 м с услов ными внутренними диаметрами 63, 80 и 100 мм. Для очень высоких давлений используют металлические шланги, состоящие из отдельных секций, шарнирно соединенных друг с другом.
За рубежом ведутся работы по созданию силовых вертлюгов (верх них вращателей). Верхний вращатель бурильной колонны уже давно используется при бурении мелких скважин малого диаметра с передвиж ных буровых установок, где он установлен на подвижной траверсе, которая перемещается по вертикали при помощи гидроцилиндров. При бурении скважин на нефть и газ верхний вращатель - силовой вертлюг выполняет функции крюка, вертлюга, ротора, механических ключей. При его использовании не нужна бурильная ведущая труба и шурф под нее. Намного облегчается труд помощника бурильщика, поскольку элеватор механически подается в необходимую позицию. Вместо нара щиваний одиночками можно наращивать бурильную колонну трехтруб ными свечами.
Основной недостаток существующих конструкций силовых вертлю гов - высокая стоимость. Благодаря этому они пока еще не нашли применения в нашей стране и за рубежом, они используются в неболь ших количествах, главным образом, при бурении скважин с морских оснований, а также горизонтальных скважин. Вместе с тем нельзя не отметить, что это перспективный механизм, который со временем займет достойное место в буровой технике.
При бурении осуществляется промывка скважины при помощи буровых насосов. Буровые насосы предназначены для подачи под давлением промывочной жидкости в скважину. Для бурения используют только горизонтальные, приводные, поршневые насосы. Используются двух- и трехцилиндровые буровые насосы. Принцип работы двухци линдровых насосов показан на рис. 1.13. При вращении вала 14 с кривошипом 13 шатун 12, совершая колебательное движение, приводит в движение крейцкопф 11, движущийся возвратно-поступательно в прямолинейных направлениях, и связанный с ним при помощи штока 10 поршень 5. Поршень 5 совершает движение внутри цилиндра 9, в нижней части нагнетательные клапаны 6. Всасывающие клапаны соединены при помощи всасывающего трубопровода 3, снабженного фильтром 2, с приемным чаном 1.
Нагнетательные клапаны соединены с нагревательным компенсато ром 8 и напорной линией 7. При движении поршня вправо в левой части цилиндра создается разряжение, под давлением атмосферы жидкость из приемного чана 1 поднимается по всасывающей трубе 2, открывает всасывающий клапан 4 и поступает в цилиндр насоса.
Рис. 1.13. Схема работы двухцилиндрового бурового насоса
В то же время в правой полости цилиндра жидкости нагнетается (вытесняется) в напорную линию через нагнетательный клапан 6. Клапаны 6а и 4а при этом закрыты. При обратном движении поршня всасывание будет проходить в правой полости цилиндра, а нагнета ние - в левой. Таким образом, при передвижении поршня в какую-либо сторону в одной половине цилиндра происходит всасывание, а в дру гой - нагнетание жидкости, т.е. наблюдается двойное действие насоса.
Широко применяют трехцилиндровые (трехпоршневые) буровые насосы одностороннего действия. Основные отличия и особенности буровых насосов этого типа по сравнению с двухцилиндровыми - наличие трех цилиндропоршневых пар одностороннего действия; повышенные линейные скорости поршней (число ходов в единицу времени) и связанная с этим необходимость установки во всасывающей трубе подпорного насоса; низкая степень неравномерности подачи жидкости и улучшенные динамические характеристики работы приводной и гидравлических частей.
Подачей бурового насоса называют количество жидкости, подавае мое насосом в единицу времени. Если обозначить ход поршня через S, площадь поршня через F, а площадь штока через 1, то объем жидкости, вытесненной поршнем при ходе влево (см. рис. 1.13), будет равен FS, а при ходе вправо он будет уменьшен на объем штока и равен FS-fS или (F —f)S. Средняя скорость поршня (в дм/с)
υ = 2Sn/60,
где n - число двойных ходов поршня, об/мин; S-ход поршня, дм.
Очевидно, и теоретическая подача одного цилиндра насоса за 1 с равна произведению величины объема жидкости, вытесненной за один оборот коленчатого вала, на среднюю секундную скорость поршня. За один оборот коленчатого вала будет вытеснено
FS+(F-f)S=(2F-f)S,
Отсюда
(1.5)
Для z цилиндров секундная производительность
(1.6)
В действительности фактический расход жидкости Q всегда меньше теоретического Qт вследствие того, что происходит ее утечка в клапанах и поршнях, поэтому формула (1.6) в окончательном виде примет следующий вид:
(1.7)
где К - коэффициент наполнения, учитывающий утечки в клапанах и поршнях и другие причины, снижающие производительность насосов.
Величина К зависит от свойств промывочной жидкости, степени изношенности поршней и клапанов, а также способа установки прием ного резервуара (чана) насоса. При работе с промывкой водой или маловязким глинистым раствором К для новых поршней и клапанов может доходить до 0,9, а при износе их может снизиться до 0,5-0,6 и даже меньше.
От буровых насосов промывочная жидкость по нагнетательной линии (манифольду) подается в буровой шланг и далее в вертлюг. В состав нагнетательной линии входят компенсаторы, нагнетательный трубопровод, стояк и задвижки. Компенсаторы (воздушные колпаки) служат для уменьшения колебаний давления, вызываемых неравномер ностью подачи промывочной жидкости буровыми насосами. Компенса тор представляет собой резервуар, в котором газовая подушка - свое образная пружина - смягчает гидравлические толчки при движении не равномерно поступающей жидкости. Компенсаторы устанавливаются непосредственно на насосе.
Нагнетательный трубопровод предназначен для подачи промывоч ной жидкости от насоса к напорному буровому рукаву. Нагнетательный трубопровод состоит из горизонтального и вертикального (стояка) участков. На горизонтальном участке трубопровода монтируются патрубки для присоединения к насосам, патрубки для обвязки противовыбросового оборудования, магистральные и пусковые задвижки и патрубок для манометра. Горизонтальный участок трубопровода выполняется с уклоном в сторону насосов для обеспечения отекания промывочной жидкости через пусковую задвижку, которая устанавлива ется в самой низкой точке трубопровода.
Стояк - вертикальный участок трубопровода - в верхней части имеет горловину с фланцем для присоединения бурового шланга, а в нижней части - патрубок с задвижкой для присоединения промывочных агрега тов и патрубок для манометра.
На нагнетательном трубопроводе монтируют датчики давления и расхода бурового раствора. Нагнетательный трубопровод изготавлива ется из толстостенных стальных труб диаметром 114-146 мм, которые соединяются между собой в секции при помощи сварки. Секции монти руются между собой при помощи фланцев или монтажных компенса торов. Для соединения секции также применяют резиновые высоко напорные шланги. После сборки нагнетательные трубопроводы спрес совывают на полуторакратное рабочее давление.
Пусковые задвижки предназначены для перевода бурового насоса с холостого хода на рабочий, а также для освобождения нагнетательного трубопровода во время остановки насоса.
В процессе эксплуатации буровых насосов в нагнетательном трубопроводе может создаться давление, превышающее допустимое, что может привести к разрыву напорной линии и насоса, травмированию обслуживающего персонала.
Для предупреждения аварий такого рода на каждом буровом насосе монтируется специальное устройство, в которое вставляется предо хранитель - тарированная на определенное давление пластина. Это устройство соединяется со сливной трубой, через которую при разрыве предохранительной пластины промывочная жидкость отводится в приемную емкость.
Буровые установки приводятся в действие силовыми приводами. Под силовым приводом понимается совокупность двигателей и регулирую щих их работу устройств, которые преобразуют тепловую или электри ческую энергию в механическую, управляющих преобразованной меха нической энергией и передающих ее к исполнительным механизмам буровой установки (насос, ротор, лебедка и др.).
Привод основных исполнительных механизмов буровой установки (лебедка, буровые насосы, роторы) называется главным приводом. В зависимости от вида двигателя и типа передачи от может быть электрическим, дизельным, дизель-гидравлическим, дизель-электри ческим и газотурбинным. Наиболее широко применяются в современ ных буровых установках электрический, дизельный, дизель-гидравли ческий, дизель-электрический приводы.
Рассмотрим преимущества и недостатки каждого из этих приводов.
Основным преимуществом электрического привода переменного тока считается его относительная простота в монтаже и эксплуатации, высокая надежность, экономичность. В то же время, буровые установки с этим типом привода можно применять лишь в электрифицированных районах.
Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электро энергией необходимой мощности. Важные преимущества двигателей внутреннего сгорания (ДВС) при использовании в качестве привода - высокий КПД, небольшой расход топлива и воды и небольшая масса на 1 кВт мощности. Основной недостаток ДВС - отсутствие реверса, поэтому необходимо специальное устройство для получения обратного хода. ДВС типа дизель допускают перегрузку не выше 20%. Для их обслуживания требуется квалифицированный обслуживающий персонал.
Дизель-гидравлический привод состоит из ДВС и турбопередачи. Турбопередача - это промежуточный механизм, встроенный обычно между дизелем и трасмиссией. Применение турбопередачи обеспечивает следующее: плавный подъем груза на крюке; работу двигателя, если нагрузка на крюке больше той, которую сможет преодолеть ДВС, в этом случае двигатель будет работать при пониженных, но вполне устойчивых оборотах; долговечность передачи.
Наибольшим преимуществом обладает привод от электродвигателей постоянного тока, в конструкции которого отсутствуют громоздкие коробки перемены передач, сложные соединительные части и т. п. Электрический привод постоянного тока имеет удобное управление, может плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.
Большой прогресс в области создания тиристорных преобразова телей переменного тока в постоянный открыл широкую возможность использования в качестве привода электродвигателей постоянного тока, питаемых через тиристорные выпрямители от сетей переменного тока.
Рис. 1.16. Электропривод постоянного тока лебедки и буровых насосов:
1 - ДВС приводов генераторов постоянного тока; 2 - генераторы постоянного тока; 3 - электродвигатели; 4 - буровые насосы: - вспомогательный насос; 6 - лебедка; 7 - линии питания электроэнергией (сплошные линии-подъем колонны; штриховые линии - бурение)
Рис. 1.14. Кине матическая схе ма буровой ус тановки с ди зельным приво дом
Рис. 1.15. Кине матическая схе ма электро привода лебед ки У2-5-5
Дизель-электрический привод состоит из приводного электродвига теля, связанного с исполнительным механизмом, генератора, питающе го этот электродвигатель, и дизеля, приводящего во вращение генератор. Силовые приводы подразделяются на индивидуальный и групповой. Индивидуальный привод приводит в действие один исполнительный механизм или отдельные его части, групповой - два и более исполни тельных механизма.
Технология бурения нефтяных и газовых скважин имеет свои особенности и предъявляет определенные требования к силовому приво ду. В процессе бурения основная часть мощности потребляется буровы ми насосами и ротором, а в процессе СПО - лебедкой и компрессором. Работа насосов в процессе бурения характеризуется постоянством на грузки на силовой привод. Во время спуско-подъемных операций привод имеет резко переменную нагрузку - от нулевой (холостого хода двига телей) до максимальной. При подъеме бурильных труб из скважины необходимо обеспечить в начале подъема каждой свечи плавное включе ние лебедки и постепенное увеличение скорости подъема, так как резкое включение и мгновенное увеличение скорости могут привести к разрыву талевого каната или поломке оборудования. При ликвидации аварий в скважине привод часто работает с резко переменными нагрузками, превышающими расчетные.
К силовому приводу буровых установок предъявляются следующие основные требования: соответствие мощности условиям работы испол нительных механизмов, гибкость характеристики, надежность и эконо мичность. Гибкость характеристики определяется способностью приво да автоматически или при участии оператора быстро приспосабливаться в процессе работы к изменениям нагрузок и скоростей работы исполни тельных механизмов при условии рационального использования мощ ности.
Нагрузка и скорости буровой лебедки и ротора в процессе работы могут изменяться в больших пределах (1:4-1:10). Двигатели не обла дают такой гибкой характеристикой, поэтому в приводах современных буровых установок применяются устройства искусственной приспосабливаемости, т. е. между двигателем и исполнительным механизмом устанавливаются промежуточные передачи. Для этого применяют три следующих типа передач: механические - зубчатые или цепные много ступенчатые коробки передач, гидравлические - турботрансформаторы и электрические - электромашинные передачи постоянного тока.
В качестве передаточных устройств от двигателя к исполнительному механизму используют клиноременные, цепные и карданные передачи, а для блокировки нескольких двигателей - клиноременные и цепные передачи. На рис. 1.14, 1.15, 1.16 в качестве примера показаны кинематические схемы некоторых приводов буровых установок.
§ 7. Общие мероприятия по охране природы и окружающей среды при строительстве скважин
Охрана окружающей среды - важная проблема для нефтегазодобывающей промышленности. Это связано с тем, что ввод в действие новых нефтегазовых месторождений требует ускоренного решения вопросов охраны природы и создания нормальных условий проживания населения в районах размещения нефтедобывающих предприятий.
Разработка нефтяных и газовых месторождений при определенных условиях (несоблюдение правил окружающей среды и нарушение техно логической дисциплины) может обусловить значительное загрязнение объектов внешней среды не только в пределах самих месторождений, но и на прилегающих территориях. Так, охрана окружающей среды сущест вует на всех стадиях бурения, добычи, сбора, подготовки и транспорта продукции скважин.
Остановимся на вопросах охраны окружающей среды при строи тельстве скважины.
В процессе строительства скважины загрязнение окружающей среды происходит при очистке сеток вибросит, мытье полов и оборудования, обмыве поднимаемых труб, утечке при приготовлении буровых раство ров и химических реагентов для их обработки, засорениях и нарушениях целостности желобной системы и т. п. Загрязнителями окружающей среды при строительстве скважин считаются химические реагенты и добавки, применяемые для обработки буровых растворов, а также нефть и нефтепродукты. Нефть и нефтепродукты загрязняют окружающую среду не только в качестве компонентов буровых растворов (разливы вокруг циркуляционной системы), но также при нерачительном исполь зовании в качестве ГСМ (силовой привод, хозяйственные нужды, транс порт); при завершении работ по вызову притока или в результате аварийных ситуаций (нефтепроявления, открытое фонтанирование и т. п.).
Загрязнителями окружающей среды также считаются буровые сточ ные воды, выбуренная порода и отработанный буровой раствор. В нашей стране впервые создана система стандартов по охране и рациональному использованию окружающей природной среды - свое образный свод правил, определяющий взаимоотношение человека с природой.
ГОСТ 17.1.3.12-86 «Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше» устанавливает правила охраны водных объектов суши от загрязнения. Согласно ГОСТ 17.1.3.12-86 проекты разведки, разработки и обуст ройства нефтяных и газовых месторождений, а также проекты строи тельства скважин на нефть и газ должны содержать раздел «Охрана окружающей среды» с указанием мер и средств защиты поверхностных вод от загрязнения нефтью, нефтепродуктами, буровыми растворами, химическими реагентами, применяемыми в процессе производственной деятельности буровых и нефтегазодобывающих предприятий, а также производственными, хозяйственно-бытовыми водами с территории скважины и твердыми отходами производства.
Производственные, хозяйственно-бытовые, сточные воды от про мывки технологического оборудования и тары из-под химических реа гентов, а также сточные воды с производственных площадок буровых установок следует использовать повторно, т. е. закачивать в скважину для поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях или направлять в систему оборотного водоснабжения. При невозмож ности повторного использования сточных вод допускается сброс их в водные объекты после очистки на очистных сооружениях в соответст вии с нормативами, установленными правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами.
При наличии в разрезе скважины проницаемых горизонтов, содер жащих пресные воды, которые могут быть использованы как источник хозяйственно-питьевого водоснабжения, химические реагенты, применя емые для приготовления бурового раствора, должны быть согласованы со службами здравоохранения. ГОСТом установлены следующие прави ла охраны вод от загрязнения при бурении и освоении скважин на нефть и газ.
Для обеспечения технической водой в процессе бурения и освоения скважин на нефть и газ используют (при наличии разрешения на специальное водопользование) воду из близлежащих водоемов и водо токов или из специально пробуренных скважин на воду, если нет других источников водоснабжения. Скважины на воду должны быть ликвиди рованы после окончания буровых работ или переданы на баланс мест ных организаций (предприятий) в установленном порядке. При заборе воды из рыбохозяйственных водных объектов водозаборные сооружения должны быть оборудованы рыбозащитными устройствами.
Места размещения емкостей для хранения горюче-смазочных мате риалов, бурового раствора, сбора производственных и бытовых отхо дов, сточных вод и шлама должны быть обвалованы и гидроизолированы до начала буровых работ. В заболоченных и периодически затопляемых местностях материалы, оборудование, механизмы и емкости для сбора производственных и бытовых отходов, сточных вод, бурового раствора и шлама должны размещаться на платформах и площадках. При этом отметки площадок и платформ должны быть выше максимального уровня подъема паводковых вод для данной местности. Сыпучие мате риалы и химические реагенты следует хранить в закрытых помещениях или на огражденных площадках, возвышающихся над уровнем земли, с гидроизрлированным настилом и снабженных навесом. Буровой раст вор хранят в емкостях, исключающих его утечку.
Химические реагенты дозируют только в специально оборудованных местах, исключающих попадание их в почву и водные объекты. Бурение и освоение скважин на нефть и газ проводят с соблюдением требований единых технических правил ведения работ при строительстве скважин и правил охраны поверхностных и подземных вод, утвержденных в установленном порядке. На месторождениях, содержащих пласты с агрессивными средами (сероводород, углекислый газ, растворы солей и т.п.), должны применяться обсадные трубы в противокоррозионном исполнении.
ГОСТ 17.1.3.02-77 «Охрана природы. Гидросфера. Правила охраны вод от загрязнения при бурении и освоении морских скважин на нефть и газ». Стандарт устанавливает правила, предотвращающие загрязнение и засорение территориальных вод СССР при бурении и освоении морских скважин на нефть и газ. В соответствии с ГОСТом угле водороды, тара, технологические отходы, выбуренный шлам, горюче-смазочные и другие материалы, непригодные для использования при сооружении данной скважины, должны транспортироваться на берего вые базы или сжигаться в специальных устройствах.
Допускается сброс в море очищенных, обезвреженных и обеззара женных хозяйственно-бытовых и буровых сточных вод в соответствии с нормативами, установленными правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами.
При проектировании, строительстве и эксплуатации морских буро вых платформ, а также при бурении и освоении морских скважин необходимо предусмотреть оборудование и устройства, обеспечиваю щие выполнение требований водного законодательства и международ ных соглашений по предотвращению загрязнения морских вод, в кото рых участвует наша страна, включающие технические средства для следующих целей:
сбор, вывоз и обезвреживание шлама при углублении стволов сква жин в интервале, где используется глинистый раствор, содержащий утяжелитель или химические реагенты;
сбор и очистка буровых и хозяйственно-бытовых сточных вод;
сбор и вывоз или сжигание продуктов опробования, технологических и бытовых отходов;
предотвращение попадания в море продуктов неполного сгорания отработанных газов дизельных агрегатов;
оконтуривание и сбор нефтепродуктов с водной поверхности;
предотвращение аварий.
Места для размещения морских буровых платформ следует выбирать в соответствии с правилами санитарной охраны пребрежных вод морей.
Строительно-монтажные работы, бурение и освоение морских нефтяных и газовых скважин следует проводить с соблюдением требо ваний, направленных на предупреждение аварий, которые могут при вести к загрязнению морских вод; единых технических правил ведения работ при бурении скважин; правил безопасности при геологоразве дочных работах; правил безопасности в нефтегазодобывающей про мышленности.
Согласно ГОСТ 17.1.3.02-77 на морских буровых платформах по всей площади следует установить непроницаемый настил, имеющий систему стока в специально предусмотренные емкости. Перед эксплуа тации буровых насосов, кроме предохранительных устройств, необхо димо предусмотреть автоматические устройства, выключающие двигатель насосов при превышении установленного рабочего давления на 10-15%. Промывочная жидкость в емкостях при превышении допусти мого уровня или возможности выплескивания должна направляться в желобную систему приемной емкости буровых насосов, а промывочная жидкость, поступающая из устья скважины, - в циркуляционную систему.
При ремонте насосов, работающих под залив, необходимо пере крывать всасывающую линию. Перед бурением шурф рабочей трубы необходимо обсаживать трубой с закрытым дном, имеющей отвод в верхнем конце в желобную систему. Обсадные колонны морских скважин следует цементировать до высоты подъема цемента, при которой исключаются грифонообразование и заколонные проявления.
Специальным разделом ГОСТа регламентируются правила охраны вод при транспортировании и хранении сыпучих материалов, хими ческих реагентов и промывочной жидкости. В соответствии с ними транспортирование сыпучих материалов, утяжелителя и химических реагентов на морскую буровую платформу должно осуществляться контейнерным способом в закрытой упаковке или другими способами в герметичной таре. Промывочную жидкость следует транспортировать в закрытых емкостях, контейнерах или по растворопроводу.
Химические реагенты и сыпучие материалы должны храниться в герметичной таре или в закрытом помещении.
ГОСТом определены правила сбора и ликвидации шлама и сточных вод, по которым выбуренный шлам должен быть вывезен на береговые базы. Допускается использование шлама добавлением в промывочную жидкость. Шлам складируют в береговых шламоотвалах, исключающих фильтрацию и сток в водные объекты.
При бурении верхних интервалов скважины с применением морской воды в качестве промывочной жидкости допускается сброс на дно моря выбуренного шлама с отработанной морской водой в соответствии с установленным законодательством по охране вод и при обеспечении сохранения водохозяйственного значения водного объекта на участках сброса шлама, а также естественных местных условий обитания водных организмов.
Следует использовать буровые растворы, воду из системы охлажде ния, буровые сточные воды с прохождением при необходимости специ альной очистки на установках, смонтированных на морской буровой платформе. По окончании освоения скважин и демонтажа бурового оборудования промывочная жидкость и все оставшиеся материалы должны быть вывезены на береговые базы или на другой объект.
Стандартом предусмотрено выполнение следующих правил, направ ленных на предупреждение нефтегазовых выбросов и открытого фонтанирования.
1. При бурении скважин на разведуемых площадях и объектах, газоконденсатных и газовых месторождениях, месторождениях с ано мально высокими пластовыми давлениями необходимо оборудовать устье скважины превенторной установкой.
2. В зимнее время в районах с ледовым режимом моря следует обеспечить обогрев противовыбросового оборудования; управление превенторами также должно обогреваться.
3. Бурение в интервале с возможным нефтегазопроявлением прово дят только при наличии обратного клапана на бурильной колонне или устройства, обеспечивающего перекрытие колонны бурильных труб.
4. При проектировании обвязки устья скважины и ее коммуникаций должны быть предусмотрены мероприятия, предотвращающие загряз нение моря промывочной жидкостью, нефтью, минерализованными водами и газом.
5. При разливах на поверхности моря нефть должна быть локализо вана и собрана техническими средствами и способами, безвредными для водных организмов и не оказывающими неблагоприятного влияния на условия санитарно-бытового водопользования.
Перед началом освоения скважина должна быть оборудована герме тичным устьевым устройством и установкой для сбора и ликвидации продукции скважины. Последняя должна состоять из сепаратора, приспособления для сжигания газа. При отсутствии блока для сжигания жидкой фазы продукцию необходимо вывезти на сборные пункты. Средства сбора и транспортирования должны исключать разлив продукции в море.
При освоении скважины с ожидаемым аномально высоким пласто вым давлением насосно-компрессорные трубы должны быть опущены с забойным отсекателем и соответствующим пакером.
Вскрытие продуктивного горизонта перфорацией эксплуатационной колонны следует проводить на утяжеленном растворе, примененном при бурении данной скважины в пределах вскрываемого горизонта.
Контрольные вопросы
1. Что такое скважины?
2. На какие категории делятся скважины?
3. Какие существуют способы бурения скважин?
4. Опишите схему ударного бурения.
5. Опишите схему вращательного бурения, нарисуйте порядок расположе ния бурового инструмента, начиная от долота в скважине и кончая кронблоком на верху вышки.
6. Из каких элементов состоит полный цикл строительства скважины?
7. Какие различают скорости бурения и как их определяют?
8. Что называется буровой установкой? Что входит в состав буровой установки?
9. На какие классы подразделяются буровые установки?
10. Какие существуют методы монтажа и транспортировки несамоходных буровых установок?
11. Расскажите об особенностях буровых установок универсальной монтаже-способности.
12. Какие буровые установки выпускаются специально для районов Западной Сибири? Их техническая характеристика.
13. Каково назначение буровых вышек? Какие существуют типы вышек?
14. В каких случаях осматривают вышки? 15. Какие существуют методы монтажа башенных и А-образных вышек?
16. Для чего предназначены буровые лебедки? Из каких основных узлов состоит буровая лебедка?
17. Для чего предназначены пневмораскрепители?
18. Для чего предназначена талевая система? Из каких элементов она состоит?
19. Что представляет собой кронблок, талевой блок, крюк и крюкоблок?
20. Какие канаты применяют в талевых системах буровых установок?
21. Расскажите и нарисуйте схему крестовой оснастки талевой системы.
22. Какие механизмы и инструмент применяются для производства спуско-подъемных операций?
23. Каково назначение комплекса механизмов АСП?
24. Какие основные положения необходимо соблюдать при спуско-подъемных операциях?
25. При помощи какого обрудования осуществляется вращательное бурение?
26. Каково назначение и устройство роторов?
27. Каково назначение и устройство вертлюгов и буровых шлангов?
28. Какие типы буровых насосов применяются при бурении нефтяных и газовых скважин?
29. Как рассчитать подачу бурового насоса?
30. Из каких элементов состоит обвязка буровых насосов и каково их устройство?
31. Что понимается под силовым приводом буровых установок? Какие существуют приводы? Расскажите о преимуществах и недостатках каждого из них.
32. Какие нужно осуществлять мероприятия по охране природы и окружаю щей среды при бурении скважин, при бурении и освоении скважин на море?