Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Оборудование для бурения скважин состоит из ротора, верт­люга с буровым шлангом, буровых насосов и силового привода. Если долота приводятся во вращение не с поверхности земли, а непосредственно на забое, то кроме перечисленного оборудова­ния используют гидравлические забойные двигатели или элект­робуры.

Роторы применяют для передачи вращения колонне буриль­ных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спуско — подъсмных операциях и вспомогательных работах. Ротор — это редуктор, передающий вращение вертикально подвешенной ко­лонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссии (табл. 3.10). Станина ротора воспринимает и передает на основание все нагрузки, возникающие в процессе бурения и при спускоподъем­ных операциях. 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 предупреждения 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 ряде случаев при роторном бурении применяют индивидуальный, т. е. не связан­ный с лебедкой, привод к ротору.

Верпьтг применяют для соединения талевой системы с буриль­ной колонной. Он обеспечивает, во-первых, вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке; во-вторых, подачу через нее промывочной жидкости (табл. 3.11).

Технические характеристики роторов различных конструкций Показатели Тип ротора Р-360 Р-560 Р-700 Р-950 Р-1260 Диаметр отверстия в столе ротора, мм 360 560 700 950 1 260 Допускаемая статическая нагрузка на стол, кН 1 250 2 500 5 000 6 300 8 000 Максимальная частота вра­щения стола ротора, об/мин 200 250 350 350 350 Расстояние от центра до цепного колеса, мм 900 — I 353 1 353 1 651 Статический крутящий мо­мент на столе ротора, кН • м 12,3 35 80 * 120 180 Тип зубчатой передачи Коническая Приводной вал: диаметр (выходной), мм длина выходной части, мм 92 165 150 140 150 165 150 165 150 250

Все вертлюги имеют принципиально общую конструкцию. Вер­тлюг состоит из двух узлов — системы вращающихся и некраща — юшихся деталей. Невращаюшуюся 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 промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной! линии к вертлюгу и далее к вращающимся бурильным трубам осу — ; ществляется при помощи гибкого резинового шланга (рукава).

Основные параметры резиновых рукавов для бурения, приме­няемых в качестве гибких соединений между нагнетательным ма — нифольдом и вертлюгом, а также между насосом и нагнетатель- , ным манифольдом буровых установок, регламентированы требо­ваниями ГОСТ 25676—83 «Рукава резиновые. Основные парамет­ры и размеры, технические требования, методы испытаний, мар­кировка, упаковка, транспортирование и хранение». !

Резиновые рукава для бурения могут изготавливаться длиной от

3 до 25 м. Основные размеры рукавов, номинальные давления и минимально допустимые радиусы изгиба должны соответствовать данным, приведенным в табл. 3.12. В зависимости от рабочего и ис­пытательного давлений рукава изготавливают двух типов: I и II.

Технические характеристики вертлюгов, выпускаемых ОАО «Уралмаш» Показатели Тип вертлюга УВ-250МА УВ-320МА УВ-450МА Допускаемая (максималь­ная) нагрузка, кН 2 500 3 200 4 500 Динамическая нагрузка (при 100 об/мин), кН 1 450 2 000 2 600 Максимальное давление прокачиваемой жидкости (раствора) »стволе, МПа 25/32 32/25 40 Габаритные размеры смен­ной верхней трубы, мм: внутренний диаметр 75 75 75 наружный диаметр 90 90 90 высота 220 220 250 Размеры штропа, мм: верхнее сечение ЯхА 140×150 150×170 170×190 высота 1 738 I 950 2 185 внутренний радиус г 125 125 125 Просвет для подвешивания на крюке В, мм 510 540 832 Диаметр пальца штропа ё, мм 115 140 140 Присоединительная резьба ствола (левая) 3-152Л 3-171Л 3-I7IJ1 Соединение ствола с буро­вым рукавом Фланцевое Фланцевое Фланцевое или резь­бовое через проводник Габаритные размеры, мм: высота с переводником 2 850 3000 3 360 ширина по пальцам штропа 1 090 1212 1 375 Масса, кг 2 200 2 980 4 100

Испытательное гидравлическое давление для рукавов типа I Должно соответствовать двукратному рабочему давлению, а для типа |[ _ полуторакратному. Испытания проводят на воде.

Технические характеристики резиновых рукавов для бурения по ГОСТ 25676-83

Внутренний диаметр, мм	Размеры коничес­ кой резьбы, мм	Рабочее давление для рукавов, МПа
типа 1	типа II
Номи­ наль­ ный	Предель­ное отк­лонение	исполнения
А	В	С	О	Е	1	2	3
50	±0,5	—	—	—	—	—	—	15	—	—
								—	20	—
5!	—	76,2	10,5	14	27,5	—	—	15	20	30
63,5	—	76,2	10,5	14	27,5	34,5	52,0	! 5	20	30
65	±0,5	—	—	—	—	—	—	15	—
							f і	—	20	—
76	±0,5	101,6	—	—	27,5	34,5	52,0	—	—	—
					—	—	—	15	—	—
					—	—	—	—	20	—
										30
89		127,0	—	—	27,5	34,5	52,0	15	20	30
100	±1.0	—	—	—	—	—	—	15	—	—
								—	20	—
102	—	127,0						15	20	30

Примечания: I. Для рукавов с внутренним диаметром 89 мм размер при­соединительной резьбы может быть 101,6 мм, В этом случае рукава комплектуют­ся переходником. 2. Допускается применять резьбу другого вида, а также сланце­вые соединения.

Минимальный допустимый радиус изгиба рукавов для бурения

Номинальный внутренний

диаметр, мм………………………….. 50;51 53,5;65,5;76,0 89,0 100; 102

Минимальный радиус

изгиба, мм…………………………….. 1 000 1 200 1 400 1 400

Буровые рукава ОАО «Кварт» и фирмы PRJ Ltd ( бывший «ТА — У РУС») предназначены для комплектации стационарных и мо­бильных буровых установок, используемых для бурения глубоких нефтяных и газовых скважин. Они выпускаются ОАО «Кварт» по ТУ 38-605119-95. В качестве рабочей среды могут использоваться вода, буровой раствор на водной основе с содержанием нефти до 20% и цементный раствор.

Рис. 3.9. Присоединение штуцера с конической резьбой к многослойно­му резиновому рукаву для бурения: I _ тканевый слой; 2 — резиновый слой; 3 — металлическая оплетка; 4 — штуцер

Буровые рукава работоспособны в районах умеренного и тро­пического климата при температуре окружающего воздуха от -40° до +50 °С и рабочей среды до +80 °С.

Буровые рукава состоят из нескольких концентрично располо­женных слоев: внутреннего резинового, прорезиненной ткани, силового укладочного и покрывающего. Буровые рукава изготав­ливаются с концевой металлической арматурой, оснащенной ко­нической резьбой, для присоединения штуцеров к фланцам (рис.

3.9) или нефтепромыслового оборудования различного типа.

Буровые рукава выпускаются с внутренними диаметрами 38, 50, 65, 76 и 100 мм на рабочие давления от 25 до 34,5 МПа. Длина рукавов для бурения составляет 18 м. Номенклатура и основные размеры буровых рукавов ОАО «Кварт» приведены в табл. 3.13.

Буровые установки для бурения глубоких нефтяных и газовых скважин различного назначения комплектуются также буровыми

Таблица 3.13 Номенклатура и основные размеры буровых рукавов ОАО «Кварт» Внутренний диаметр, мм Рабочее давление, МПа 25,0 27,5 30,0 34,5 40,0 38,5 — — + — — 50,0 — — + — — 65,0 — — + — — ____ 76,0 + + + + + ____ 100,0 — — + — —

Примечание. В состав рукава входит комплект штуцеров.

Технические характеристики буровых рукавов фирмы PRJ Ltd Внутренний диаметр, мм Рабочее давление, МПа Наружный диаметр, мм Масса 1 м рука­ва, кг Давление при испы­тании, МПа Максималь­ный радиус изгиба, м 51 27,6 96 11,0 55,2 34,5 • 96 11,0 69,0 0,6 63,5 27,6 110 13,5 55,2 34,5 113 15,4 69,0 0,8 76 27,6 131 19,6 55,2 34,5 145 28,0 69,0 0,9 89 27,6 145 22,0 55,2 34,5 163 37,0 6*0 U 102 27,6 225 26,4 55,2 34,5 225 42,7 69,0 1,2

рукавами фирмы PRJ Ltd, основные параметры которых приведе­ны в табл. 3.14.

В последнее время, особенно при бурении на море, использу­ются силовые вертлюги (верхний врашатель). Верхний вращатель бурильной колонны уже давно используется при бурении мелких скважин малого диаметра с передвижных буровых установок, где он установлен на подвижной траверсе, которая перемещается по вертикали при помощи гидроцилиндров. При бурении нефтяных и газовых скважин верхний вращатель — силовой вертлюг — вы — , полняет функции крюка, вертлюга, ротора, механических клю­чей. При его использовании не нужна бурильная ведущая труба и шурф под нее. Намного облегчается труд помощника бурилыди — ; ка, поскольку элеватор механически подается в нужную позицию, j Вместо наращиваний одиночками можно наращивать бурильную j колонну трехтрубными свечами. i

Основной недостаток существующих конструкций силовых верт- | люгов — их высокая стоимость. Благодаря этому они пока не на — | шли применения в России, да и за рубежом они используются в j небольших количествах, главным образом при бурении скважин, с морских оснований, а также горизонтальных скважин. Тем не j менее это перспективный механизм, который со временем зай — i мет 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

і

используются только горизонтальные, приводные, поршневые насосы. Используются двух — и трехцилиндровые буровые насосы (рис. 3.10).

При врашении вала 7 с кривошипом 6 шатун 5, совершая ко­лебательное движение, приводит в движение крейцкопф 4, дву — жушийся возвратно-поступательно в прямолинейных направле­ниях. и связанный с ним при помощи штока 3 поршень 12. Пор­шень 12 совершает движение внутри цилиндра 2. Всасывающие клапаны 11 соединены при помощи всасывающего трубопровода 8, снабженного фильтром 9, с приемным чаном 10. Нагнетатель­ные клапаны 13 соединены с нагревательным компенсатором 1 и напорной линией 14. При движении поршня вправо в левой части цилиндра создается разрежение, под давлением атмосферы жид­кость из приемного чана 10 поднимается по всасывающему трубо­проводу 8; открывает всасывающий клапан //и поступает в ци­линдр насоса. В то же время в правой полости цилиндра жидкость нагнетается (вытесняется) в напорную линию через правый на­гнетательный клапан 13. Левый нагнетательный клапан 13 и пра­вый всасывающий 11 при этом закрыты. При обратном движении поршня всасывание будет происходить в правой полости цилинд­ра, а нагнетание — в левой. Таким образом, при передвижении поршня в какую-либо сторону в одной половине цилиндра про-

Рис. 3.10. Схема работы двухцилиндрового бурового насоса: 1 — компенсатор; 2 — цилиндр; 3 — шток; 4 — крейцкопф; 5 — шатун; 6 — кривошип; 7— вал; 8— всасывающий трубопровод; 9— фильтр; 10— прием — ыи Чан; II — всасывающие клапаны; 12 — поршень; 13 — нагнетательные кла­паны; 14 — напорная линия

исходит всасывание, а в другой — нагнетание жидкости, т. е. на­блюдается двойное действие насоса.

Широко применяются 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; значительно меньшая степень неравномерности подачи жидкости и улучшен­ные динамические характеристики работы приводной и гидрав­лических частей.

Подачей бурового насоса называют количество жидкости, по­даваемое насосом в единицу времени.

ОАО «Уралмаш» выпускает буровые насосы двух типов: двух­поршневой насос двустороннего действия — дуплекс УНБ-600А; трехпоршневые насосы одностороннего действия — триплекс УНБТ-950А, УНБТ-1180А1 и УНБТ-750 (табл:3.15).

Тип насосов означает следующее: УНБ-600А — уралмашев — ский насос буровой мощностью 600 кВт; УНБТ-950А — уралма — шевский насос буровой трехпоршневой мощностью 950 кВт.

Эти насосы характеризуются оптимальными параметрами кри­вошипно-шатунного механизма, надежным исполнением гидрав­лической и механической частей. Они оборудованы компенсато­рами на входе и выходе, системой смазки трущихся частей, кон­сольно-поворотными кранами для облегчения работ по замене сменных деталей и узлов гидравлической части, а также автома­тическими предохранительными клапанами.

ОАО «Волгоградский завод буровой техники» выпускает трех­поршневые насосы одностороннего действия НБТ-475, НБТ-600-1 и НБТ-235, которые характеризуются оптимальными параметра­ми и конструкцией кривошипно-шатунного механизма, надеж­ным исполнением механической и гидравлической частей. Они, оборудованы пневматическими компенсаторами на входе и выхо­де и системой смазки трушихся частей (табл. 3.16).

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 неравномерностью подачи про-| мывочной жидкости буровыми насосами. Компенсатор представ;;| ляет собой резервуар, в котором газовая подушка является сво-: еобразной пружиной, смягчающей гидравлические толчки при дви* | жении неравномерно поступающей жидкости. Компенсаторы ус­танавливаются непосредственно на насосе.

Технические характеристики буровых насосов, выпускаемых ОАО

«Уралмаш»

	Насосы
Показатели	УНБ-600А	УНБТ-950А, УНБТ-1180АІ	УНБТ-750
Мошность насоса, кВт	600	950/1 180	750
Число цилиндров	2	3	3
Максимальное число ходов поршня в минуту	65	125	160
Максимальная частота врашения входного вала, об/мин	320	556	687
Длина хода поршня, мм	400	290	250
Максимальное давление на выходе, МПа	25	32	35
Максимальная идеальная подача, л/с	51,9	46	50,7
Тип зубчатой передачи	Косозубая	Шевронная	Шевронная
Передаточное число редуктора	4,92	4,448	4,307
Условный проход, мм:
входного коллектора	275	250	250
выходного коллектора	109	100	100
Габаритные размеры, мм:
длина	5 100	5 390	5 030
высота	1 877	2 204	2 057
ширина	2 626	2 757	2 530

Нагнетательный трубопровод предназначен для подачи про­мывочной 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 стекания промывочной жидкости через

Технические характеристики буровых насосов, выпускаемых ОАО «Волгоградский завод буровой техники»

Показатели	Насос
НБТ-475	Н БТ-600-1	НБТ-235
Мощность, кВт	475	600	235
Число цилиндров	3	3	3
Номинальное число ходов	145	145	160
поршня в минуту
Частота вращения входного	457	453	1454
вала, об/мин
Длина хода поршня, мм	250	250	160
Максимальное давление на	25	25	25, 40
выходе, МПа		♦	(крическое)
Максимальная идеальная	45,65	45,60	26,74
подача, л/с
Тип зубчатой передачи	Косозубая
Передаточное число	3 152	3 152	9,09
редуктора
Условный проход, мм:
выходного коллектора	95	60
входного коллектора	205	156
Габаритные размеры, мм:
длина	4 560	2 000
высота	1 768	1 290
ширина	2 180	1 667

пусковую задвижку, которая устанавливается в самой низкой точке трубопровода. ,

Стояк — вертикальный участок трубопровода, имеющий в верх — і ней части горловину с фланцем для присоединения бурового шлан­га, а в нижней части — патрубок с задвижкой для присоединен!«! промывочных агрегатов и патрубок для манометра. :

На нагнетательном трубопроводе монтируют датчики давления / и расхода бурового раствора. ^

Нагнетательный трубопровод изготавливается из толстостен­ных стальных труб диаметром 114… 146 мм, которые соединяются между собой в секции при помощи сварки. Секции соединяют«^ между собой при помощи фланцев или монтажных компенсатор

ров. Для соединения секции также применяют резиновые высоко — напорные шланги. После сборки нагнетательные трубопроводы спрессовываются на полуторократное 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. Это может привести к разрыву напорной линии и самого на­соса, а также к травмированию обслуживающего персонала. Для предупреждения аварий такого рода на каждом буровом насосе монтируется специальное устройство, в которое вставляется пре­дохранитель — 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 регу­лирующих их работу устройств, преобразующих тепловую или элек­трическую энергию в механическую, управляющих преобразован­ной механической энергий и передающих ее к исполнительным механизмам буровой установки (насосу, ротору, лебедке и др.).

Привод основных исполнительных механизмов буровой уста­новки (лебедки, буровых насосов, ротора) называется равным приводом. В зависимости от вида двигателя и типа передачи он может быть электрическим, дизельным, дизель-гидравлическим, дизель — электрическим и газотурбинным. Наиболее широко применяются в современных буровых установках электрический, дизельный, дизель-гидравлический и дизель-электрический приводы.

Силовые приводы подразделяются на индивидуальный и груп­повой. Индивидуальный привод приводит в действие один испол­нительный механизм или отдельные его части, групповой — два и более исполнительных механизма.

Технология бурения нефтяных и газовых скважин имеет свои особенности и предъявляет определенные требования к силовому приводу.

В процессе бурения основная часть мощности потребляется бу­ровыми насосами и ротором, а в процессе спускоподъемных опе­раций — лебедкой и компрессором. Работа насосов в процессе бурения характеризуется постоянством нагрузки на силовой при­вод. Во время спускоподъемных операций привод имеет резко пе­ременную нагрузку — от нулевой (холостого хода двигателей) до максимальной.

При подъеме инструмента из скважины необходимо обеспе­чить в начале подъема каждой свечи плавное включение лебедки и постепенное увеличение скорости подъема, так как резкое вклю-

чение и мгновенное увеличение скорости могут привести к раз­рыву талевого каната или поломке оборудования. При ликвида­ции аварий в скважине привод часто работает с резкопеременны­ми нагрузками, превышающими расчетные.

К силовому приводу буровых установок предъявляются следу­ющие основные требования: соответствие мощности условиям работы исполнительных механизмов, гибкость характеристики, достаточная надежность и экономичность.

Гибкость характеристики определяется способностью привода автоматически или при участии оператора быстро приспосабли­ваться в процессе работы к изменениям нагрузок и скоростей ра­боты исполнительных механизмов при условии рационального использования мощности.

Нагрузка и скорости буровой лебедки и ротора в процессе ра­боты могут изменяться в больших пределах: (1 : 4)… (1 : 10). Двига­тели не обладают такой гибкой характеристикой, поэтому в при­водах современных буровых установок применяются устройства искусственной приспосабливаемости, т. е. меяСду двигателем и ис­полнительным механизмом устанавливаются промежуточные пе­редачи. Для этого применяют три типа передач: механические — зубчатые или цепные многоступенчатые коробки передач; гид­равлические — турботрансформаторы; электрические — электро- машинные передачи постоянного тока.

В качестве передаточных устройств от двигателя к исполнитель­ному механизму применяются клиноременные, цепные и кардан­ные передачи, а для блокировки нескольких двигателей — клино­ременные и цепные передачи.

Комментарии запрещены.