Буровые установки и сооружения
Назначение и техническая характеристика буровых установок. Анализ конструкции буровых вышек и бурового оборудования. Специфика инструмента и механизмов для производства спускоподъемных операций. Особенности технологии бурения электро- и турбобурами.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 01.12.2015 |
| Размер файла | 5,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Буровые установки и сооружения
Назначение и техническая характеристика буровых установок
Все операции, связанные с процессом бурения, осуществляются с помощью буровых установок.
Буровая установка - это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству скважин.
Современные буровые установки включают следующие составные части:
- буровое оборудование (талевый механизм, насосы, буровая лебедка, вертлюг, ротор, силовой привод и т.д.);
- буровые сооружения (вышка, основания, сборно-разборные каркасно-панельные укрытия приемные мостки и стеллажи);
- оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи долота, механизмы для автоматизации спуско-подъемных операций, пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой ключ, вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт контроля процессов бурения, посты управления);
- оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового раствора (блок приготовления, вибросита, песко- и илоотделители, подпорные насосы, емкости для химических реагентов, воды и бурового раствора);
- манифольд (нагнетательная линия в блочном исполнении, дроссельно-запорные устройства, буровой рукав);
- устройства для обогрева блоков буровой установки (теплогенераторы, отопительные радиаторы и коммуникации для развода теплоносителя).
Общий вид буровой установки, смонтированной на металлическом основании, показан на рис. 4. Буровая вышка 3 с балконом 7, устанавливаемая над устьем скважины, предназначена для выполнения спуско-подъемных операций (СПО) и удержания бурильной колонны при бурении и обсадных труб при креплении скважины.
В состав буровой установки (рис. 6.1) входят основание силового привода 15 и в отдельных случаях основной лебедки; основание буровых насосов 20 и их привода 19; приемные мостки и стеллажи для укладки бурильных и обсадных труб 24; наклонные приемные мостки используются для затаскивания по их поверхности в буровую оборудования и инструмента.
В вертикальном положении вышка удерживается с помощью оттяжек 9 и подкосов 13. Основание под вышку 22 служит для установки и закрепления на нем вышки, основной и вспомогательной лебедок, ротора, бурового ключа АКБ-ЗМ, механизма крепления неподвижного конца талевого каната и подсвечников для установки бурильных труб (свечей). На это основание укладывается деревянный или металлический пол 1.
Буровая лебедка 12 является одним из агрегатов в комплекте буровой установки. Она предназначена для спуско-подъемных операций, удержания бурильных труб, спущенных в скважину в процессе бурения, и других операций.
Талевая система состоит из кронблока 10, установленного на верхней площадке вышки, крюкоблока 6, подвешенного с помощью стального каната 8, и приспособления для крепления неподвижного конца талевого каната. Система представляет собой полиспаст, кронблок которого является неподвижной частью, талевой блок и крюк составляет ее подвижную часть, а канат является гибкой связью между ними. Один конец каната - ходовой - закрепляется на барабане буровой лебедки. Другой конец - неподвижный - закрепляется при помощи приспособления, установленного под полом основания вышки. Применение талевой системы позволяет снизить усилие на ведущем конце каната, в результате чего значительно уменьшается его диаметр.
Вертлюг 5 имеет двойное назначение: удерживать колонну бурильных труб, спущенных в скважину, в подвешенном состоянии и давать возможность ей свободно вращаться вокруг своей оси в процессе бурения роторным способом; обеспечивать подачу бурового раствора под давлением в бурильные трубы как при спокойном их положении, так и при вращении.
Ротор 11 устанавливается над устьем скважины. При роторном бурении он вращает с помощью ведущей трубы бурильную колонну с долотом. Стол ротора приводится во вращение при помощи цепной или карданной передачи. При турбинном бурении ротор препятствует вращению бурильных труб против часовой стрелки от действия реактивного момента, возникающего на забое скважины при вращении долота. При спуско-подъемных операциях на роторе удерживается вся спущенная в скважину колонна бурильных или обсадных труб как в процессе их развинчивания и свинчивания, Так и в процессе спуска и подъема.
Буровые насосы 20 - это один из главных видов оборудования, входящего в состав любой буровой установки. От правильно подобранных насосов, их надежности и долговечности во многом зависит успех вращательного бурения. Они предназначены для закачки бурового раствора в скважину. Давление, при котором работают насосы, зависит от глубины скважины, количества закачиваемого раствора, его вязкости и плотности, диаметра скважины и бурильных труб, диаметра отверстий в долоте.
При бурении скважин глубиной до 4000 м роторным способом давление может достигать 35 МПа. С использованием гидромониторных долот в бурении давление может повышаться до 50 МПа.
Буровой раствор из приемной емкости 21 самотеком или с помощью подпорного насоса попадает в буровые насосы, которые через специальные манифольды 17 нагнетают его через стояк, буровой шланг 4 в горловину вертлюга 5 и далее в ведущую трубу, бурильные трубы, и через отверстия в долоте раствор выходит в зону разрушения породы - на забой. От забоя поток раствора с выбуренной породой по кольцевому пространству между стенками скважины и бурильными трубами поднимается к устью, затем попадает в желоба и механизмы 23 (вибросито), предназначенные для очистки от выбуренной породы и восстановления его качества. Затем раствор снова направляется в приемную емкость 21. Таким образом, с помощью насосов создается замкнутая циркуляция бурового раствора. Обычно устанавливают два насоса, однако при необходимости число насосов увеличивается до трех-четырех.
Силовые приводы 15 бывают нескольких типов - дизельный, электрический и дизель-электрический. Наиболее приемлемый и экономичный - дизель-электрический с двигателями трехфазного переменного тока. На разведочных площадях, расположенных на большом расстоянии от источников электроэнергии, используют автономный дизельный привод. Суммарная мощность современных буровых приводов достигает 3000 кВт. Существуют групповые приводы, когда от общего привода обслуживаются лебедка, ротор и насосы, и индивидуальные, когда каждый из этих видов оборудования имеет собственный привод.
Коробки перемены передач (КПП) 14 применяются в приводе лебедок, ротора, насосов цементировочных агрегатов. При использовании КПП можно ступенчато изменять частоту вращения ведомого вала и как следствие этого рационально использовать мощность силового привода. Редукторы, понижающие частоту вращения исполнительных механизмов, широко применяются в буровой технике. Их устанавливают в силовом приводе 15 между дизелями и трансмиссиями, в приводе лебедки У2-5-5, в приводе ротора (установка БУ3000 ДГУ) и другом оборудовании.
Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора предназначено для создания циркуляции бурового раствора на поверхности, а самое главное - для приготовления раствора с необходимыми качествами, очистки его от выбуренной породы и дегазации, а также для утяжеления.
В комплект буровых установок входят также ключ АКБ-ЗМ, компрессоры 16, грузовые краны 2, передвижные электростанции, станции управления 18 и другие механизмы.
Буровая установка в общем комплексе буровой техники занимает важное место.
Исходя из бурения скважин на различные глубины, их назначения, геологических и географо-климатических условий требуется необходимое оптимальное количество типоразмеров буровых установок. Регламентированы следующие основные параметры: Q - нагрузка на крюке, допускаемая в процессе проводки и крепления скважины, кН; L - условная глубина бурения скважины, м.
Первый параметр стандарта характеризует способность подъемного механизма буровой установки воспринимать все виды вертикальных нагрузок от веса колонны, обсадных труб, а также нагрузок, возникающих при ликвидации аварий и осложнений в скважине. Второй параметр назван условным, так как допускаемая глубина бурения скважины в каждом конкретном случае может быть уменьшена или увеличена по сравнению с условной в зависимости от типа и массы бурильных труб и компоновки бурильной колонны.
Буровые вышки
Буровая вышка представляет собой вертикальную металлическую конструкцию в виде усеченной пирамиды, сужающуюся кверху. Она состоит из боковых граней, верхняя часть которых снабжена рамой для монтажа кронблока, а нижняя часть граней крепится к основанию буровой. В средней части вышки смонтированы балкон для работы второго помощника бурильщика и магазин для размещения верхних концов свечей. Вышки оборудованы лестницами. Вышки различают по конструкции - мачтовые или башенные, по максимальной нагрузке, по размерам - высоте и площади основания, по системе передачи нагрузки на основания, по степени разборности и способам монтажа. Вышки мачтового типа бывают одноопорные и двухопорные (А-образные). Последние наиболее распространены. В конструкцию мачтовой вышки А-образного типа входят подъемная стойка 1, секции мачты 2,3,4,6, пожарная лестница 5, монтажные козлы 7 для ремонта кронблока, подкронблочная рама 8, растяжки 9, 10, 14, оттяжки 11, тоннельные лестницы 12, балкон 13 верхнего рабочего, 15 - предохранительный пояс, маршевые лестницы 16, шарнир 17.
Рис. Мачтовая вышка А-образного типа:
1 - подъемная стойка;
2, 3, 4, 6 - секция мачты;
5 - пожарная лестница;
7 - монтажные козлы для ремонта кронблока;
8 - подкронблочная рама;
9, 10, 14 - растяжки;
11 - оттяжки;
12 - тоннельные лестницы;
13 - балкон;
15 - предохранительный пояс; 16 - маршевые лестницы;
17 - шарнир.
А-образные вышки более трудоемки в изготовлении и поэтому более дороги. Они менее устойчивы, но их проще перевозить с места на место и затем монтировать.
Основные параметры вышки - грузоподъемность, высота, емкость «магазинов» (хранилищ для свечей бурильных труб), размеры верхнего и нижнего оснований, длина свечи, масса.
Грузоподъемность вышки - это предельно допустимая вертикальная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины.
Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента. Сокращается и время последующей сборки колонны. Поэтому с ростом глубины бурения высота и грузоподъемность вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину 300...500 м используется вышка высотой 16... 18 м, глубину 2000...3000 м - высотой - 42 м и на глубину 4000...6500 м - 53 м.
Емкость «магазинов» показывает какая суммарная длина бурильных труб диаметром 114...168 мм может быть размещена в них. Практически вместимость «магазинов» показывает на какую глубину может быть осуществлено бурение с помощью конкретной вышки.
Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия работы буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Размер верхнего основания вышек составляет 2x2 м или 2,6x2,6 м, нижнего 8x8 м или 10x10 м.
Общая масса буровых вышек составляет несколько десятков тонн.
Буровое оборудование
Приводы буровых установок.
Под силовым приводом понимается комплексное устройство, осуществляющее преобразование электрической энергии или энергии топлива в механическую.
Основные элементы: двигатель, передаточное устройство от него к исполнительному механизму и устройства системы управления. Привод основных механизмов БУ (лебедки, насосов ротора) называется главным приводом. Приводы бывают электрическими, дизельными, дизель-электрическими, дизель-гидравлическими, газотурбиными.
Основные преимущества электропривода относительная простота в монтаже и в эксплуатации, высокая надежность и экономичность, но применяются только в электрифицированных районах.
Дизельный привод - высокий КПД, небольшой расход топлива и воды, небольшая масса на один кВт мощности. Недостаток - отсутствие реверса, для обслуживания требуется квалифицированный персонал.
Наибольшим преимуществом обладает привод от электродвигателя постоянного тока.
Приводы подразделяются на индивидуальные, когда один привод приводит в действие один механизм и групповые, один привод - несколько механизмов, а также многодвигательный привод примером которого является механизм рассиановки свеч в комплекте АСП-3М.
Пневмосистема буровой установки.
Пневматическая система служит для дистанционного управления агрегатами и механизмами буровой установки при эксплуатации, а также для питания сжатым воздухом пневмодвигателей буровых ключей. Принципиальная схема пневмоуправления исполнительными механизмами приведена на рисунке. Компрессорные установки обеспечивают пневмосистему сжатым воздухом. Компрессоры соединяют воздухопроводом, который оборудуют обратными клапанами 2 для разгрузки компрессора от обратного давления воздуха. Между клапанами на трубопроводе врезают тройник, при помощи которого трубопровод соединяют с воздухосборником (ресивером) 4. Через маслоотделитель 3 ресиверы соединяют с компрессорами трубопроводом, который имеет небольшой уклон в сторону воздухосборника для стока конденсата.
В верхней части ресивера устанавливают манометр 5 и предохранительный клапан 6, в нижней части - вентиль 7 для спуска конденсата. Агрегат для очистки и осушки воздуха 8 соединяется с управляющими установками краном 9. Краны управления связаны с исполнительными механизмами муфтами 12 или цилиндрами 16. Для ускорения выпуска воздуха из муфты и ее выключения вблизи муфты монтируют клапан-разрядник 10. Воздух к вращающимся муфтам подводится через торцовые вертлюги 11.
Для плавного регулирования давления в цилиндре тормозной системы лебедки воздух подводится через кран машиниста 14, который используется и как кран управления тормозом лебедки. Кран укреплен на стойке около нижней части рычага ручного управления тормозом 15. Кран машиниста обладает высокой чувствительностью, поэтому перед ним устанавливают воздушный фильтр тонкой очистки 13. От крана машиниста в пневмоцилиндру воздухопровод присоединяется через переключательный клапан 17.
Конечный выключатель (противозатаскиватель) предназначен для автоматического ограничения подъема талевого блока. При подъеме талевый блок, нажимая на выключатель, воздействует на кран пневмосистемы, вследствие чего сжатый воздух выпускается из пневмомуфты подъемного вала лебедки, останавливает его и сразу же начинает работать система пневмоуправления ленточного тормоза.
Противозатаскиватель состоит из двух двухклапанных кранов, установленных на раме лебедки, траверсы, соединяющей рукоятки кранов, и стального тросика. Одним концом трос крепится к поясу вышки на расстоянии 4-6 м от кронблока, протягивается между струнами талевого каната к противоположной стороне буровой вышки, через ролик опускается вниз и крепится к траверсе двухклапанных кранов. Талевый блок, дойдя до протянутого тросика и продолжая подниматься, потянет тросик и выдернет шплинт, посредством которого трос соединяется с траверсой. Рукоятки кранов под действием установленных на них грузов упадут вниз и переключат краны. Причем один кран соединит полость муфты подъемного вала с атмосферой, а другой откроет доступ воздуха в пневмоцилиндр для торможения барабана. Масловлагоотделитель - устанавливают в воздухопроводе, идущем от компрессора к воздушным резервуарам. Он предназначен для очистки воздуха от масла и влаги. Состоит из: корпуса и помещенных в нем двух решеток, между которыми находятся штампованные металлические цилиндрики. В нижней части корпуса установлен сливной кран. Частицы масла и влаги проходя с потоком воздуха через маслоотделитель прилипает к цилиндрикам фильтрующего наполнения и скапливаясь стекает вниз, удаляются через сливной кран.
Талевая система буровой установки.
Предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки поступательной. Через канатные шкивы кронблока и талевого блока в определенном порядке пропускается талевый канат, один конец которого крепится неподвижно, другой конец называемый ходовым крепится к барабану лебедки. По грузоподъемности и числу ветвей каната в оснастке талевой системы разделяют на различные типы, размеры. В БУ грузоподъемностью 50-75 т. применяется талевая система с числом шкивов 2х3 и 3х4, грузоподъемностью от 100 до 300 тонн. 4х5, 5х6, 6х7, где первая цифра обозначает число шкивов на талевом блоке, а вторая на кронблоке. Соединяют оснастку по специальной схеме. В талевую систему входит: талевый блок, кронблок и талевый канат.
Кронблок.
Кронблок представляет собой раму, на которой смонтированы оси и опоры со шкивами. Кронблок состоит из сварной рамы одной или двух секций установленных в разъемных опорах. Оси надежно зажимаются в опорах и предохраняются от повреждений. Шкивы закрыты кожухами, которые предохраняют от повреждения шкива и оси, и служат против выпадения талевого каната со шкивов. К нижней полке балки подвешены вспомогательные блоки для троса вспомогательной лебедки, а также для подвешивания буровых ключей КБ-10. На осях имеются отверстия для смазки подшипников шкивов. Кронблок УЗ-125 предназначен для работы на буровых установках, вышках, с оборудованием АСП-3
Кронблок УЗ-1251 - рама с амортизаторами
2 - шкив талевой системы центратора АСП
3 - кожух
4 - установка двух а
7 - рама блока
8 - блок тартальный
9 - блок вспомогательный
10 - ось кронблока
11 - масленка (тавотница)
12 - подшипники шкива
13 - амортизатор центратора АСП
Талевые блоки.
Представляют собой сварной корпус в котором помещаются шкивы и подшипниковые узлы. Применяют талевые блоки двух типов: для ручной расстановки свечей и АСП (автомат спуска-подъема).
Талевые блоки состоят: из двух щек, к которым с обоих сторон приварены накладки. В верхней части щеки соединяются траверсой. В средней части у щек выполнена расточка для оси, на которой на подшипниках качения посажены шкивы.
В нижней части справа и слева щеки соединены стяжками, на которых укреплен защитный кожух. Оси крепятся на двух гайках с предохранительной планкой от отвинчивания.
1 - установка блоков левая
2 - патрубок направляющий
3 - амортизатор
4 - блок
5 - установка блоков правая
6 - обтекатель правый
7 - скоба для подвески
8 - палец предохранительный
9 - палец
10 - втулка сменная
11 - стакан
12 - стопор
13 - траверса
14 - шарикоподшипник упорный
15 - ось траверсы
16 - обтекатель левый
Крюки и крюкоблоки.
Изготавливают в виде отдельных крюков или крюков соединенных с талевым блоком. Крюки и крюкоблоки служат для подвешивания при помощи штропов с элеваторами бурильных и обсадных труб при СПО, или вертлюга в процессе бурения.
По способу изготовления: кованные, литые и составные и бывают одно-, двух- трехрогий.
По конструкции пластинчатого крюка, соединяющегося осью со стволом и корпуса, которые с помощью осей подвешиваются к удлиненной части щек талевого блока.
В внутри корпуса помещается стакан опирающийся на упорный шариковый подшипник, установленный на кольцевую площадку корпуса крюка. Во внутрь стакана помещается ствол крюка с трапециидальной резьбой на верху и навинченной гайкой. На ствол крюка надета пружина для компенсации осевых ударов. Зев крюка имеет стопорные пальцы.
Талевые канаты.
В талевых системах БУ применяются стальные, круглые шестипрядные канаты тросовой конструкции, получающиеся в результате двойной свивке проволок в пряди и прядей в канаты.
Пряди в канаты свивают вокруг органического или металлического сердечника. Пряди талевого канатов изготавливают с числом проволок от 19-ти до 37-и в пряде.
Используются высокоуглеродистые и высокомарганцовистая канатная проволока. Талевые канаты бывают прямой и крестовой свивки. При крестовой свивки проволоки вьются в пряди в одну сторону, а пряди канаты в противоположенную сторону. Изготавливают канаты правого и левого направлений. На БУ применяют канаты правой свивки диаметром 28, 32 мм типа ЛК-0 и ТК.
Отбраковка талевых канатов. Оборвана одна прядь на шаге свивки диаметром до 20 мм, число оборванных проволок составляет более 5%, свыше 20-ти мм до 10%, одна из прядей вдавлена в результате обрыва сердечника, канат вытянут или сплюснут и его наименьший диаметр составляет 75% и менее от первоначального. На канате имеется скрутка. При износе от коррозии, достигшей 40% и более от первоначального диаметра проволок, при наличии «жучков» и следов пребывания каната в зоне высоких температур.
Буровые лебедки.
Буровые лебедки натягивают ведущие ветви каната талевой системы при спуско-подъемных операциях. При помощи лебедок осуществляется наращивание, свинчивание и развинчивание бурильных и обсадных труб, а также подъем А-образных вышек, подача бурильной колонны во время бурения, передача вращения ротору и подъем различных грузов. На рисунке показана принципиальная схема однобарабанной буровой двухвальной лебедки с ленточным (механическим) пневматическим главным тормозом, с двумя цепными передачами для привода главного барабана и двумя фрикционными муфтами для его оперативного включения. Главный барабан предназначен для навивки талевого каната и снабжен тормозными шкивами. Канат навивается на барабан при спуске и подъеме и развивается с различными скоростями. Скорость подъема крюка при подъеме колонны наибольшего веса составляет 0,3-0,5 м/с, а скорость подъема ненагруженного крюка - 1,7-2,0 м/с.
Для торможения подъемного вала лебедки во время спуска труб в скважину, а также при подаче их на забой в процессе бурения лебедка снабжается двухленточным колодочным тормозом. На рис. 8 показана принципиальная типовая схема тормозной системы буровой лебедки. Кран пневмо-торможения 1 соединен со стопором 2 тормозного рычага 3. Две тормозные ленты 6, подвешенные на пружинах 5, охватывают тормозные шкивы барабана 7. Одним концом ленты присоединяются к балансиру 11, установленному на стойке на раме лебедки перед барабаном, а другим концом - к тормозному валу 10.
Для уменьшения усилия торможения на противоположном конце тормозного вала смонтирован пневматический цилиндр 8, соединенный с полом буровой пружиной 9.
При поступлении в его полость сжатого воздуха поршень передвигается и через шток, присоединенный к коленчатому валу тормоза, поворачивает последний, прижимая ленты с колодками к тормозным шкивам лебедки.
Если необходимо остановить или снизить частоту вращения барабана, то бурильщик рукой нажимает рукоятку 4 по направлению к полу буровой. При этом вертикальные концы лент, присоединенные к балансиру, остаются неподвижными, а горизонтальные, закрепленные на шейках коленчатого вала тормоза, натягиваются, и колодки, прикрепленные на их внутренних поверхностях, охватывают шкивы барабана и затормаживают его.
Для торможения подъемного вала лебедки во время спуска труб в скважину, а также при подаче их на забой в процессе бурения лебедка снабжается двухленточным колодочным тормозом.
На показана принципиальная типовая схема тормозной системы буровой лебедки. Кран пневмо-торможения 1 соединен со стопором 2 тормозного рычага 3. Две тормозные ленты 6, подвешенные на пружинах 5, охватывают тормозные шкивы барабана 7. Одним концом ленты присоединяются к балансиру 11, установленному на стойке на раме лебедки перед барабаном, а другим концом - к тормозному валу 10.
При спуске тяжелых колонн с большой скоростью мощность торможения достигает 3- 5 тыс. кВт, а в процессе бурения она равна всего 3 - 20 кВт. буровая установка оборудование
Вспомогательный тормоз (гидромат) служит для поглощения значительной части энергии, выделяющейся во время спуска колонн, что облегчает труд бурильщика и уменьшает износ колодок главного тормоза.
Схема ленточного тормоза
1 - кран пневмоторможения
2 - стопор рычага
3 - рычаг тормозной
4 - рукоятка
5, 9 - пружины
6 - лента тормозная
7 - барабан лебедки
8 - пневмоцилиндр
10 - тормозной вал
11 - балансир
Схема гидравлического тормоза с холодильником
Роторы.
Предназначены для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения и удержания на весу СПО. Ротор - это редуктор передающий вращение колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссии. Состоит из: станины имеющий расточку для горловины в котором смонтирован приводной вал и вертикальной станины выполненные сверху вниз. В станине установлен шариковый подшипник, воспринимающий осевые нагрузки, на который упирается стол ротора с посаженным на него зубчатым венцом. Станина и стол имеют кольцевые проточки образующие лабиринтные уплотнения от попадания раствора в масляную ванну. По торцу диск стола имеет вертикальные пазы для фиксатора. Снизу в станине установлен вспомогательный подшипник центрирующий стол и воспринимающий вертикальные нагрузки. Подшипник опирается на фланец, который крепится болтами к нижнему торцу стола и образует ванну для нижней шариковой опоры. Сверху установлена крышка ротора. На приводной вал посажена коническая шестерня зубчатый передача. Вал опирается со стороны шестерни на два конических подшипника и один роликовый смонтированный в стакане. Стакан со стороны жидкости перекрыт крышкой, а со стороны подшипника лабиринтом. Стол имеет квадратное углубление ПКР.
Разрез ротора У7-520-3
1 - станина; 2 - основная опора стола ротора; 3 - коническое колесо; 4 - вспомогательная опора стола ротора;6 - сбрасыватель; 7 - стол; 8 - защелка; 9 - вкладыш; 10 - зажимы; 11 - коническая шестерня; 12 - вал ведущий; 13 - храповик; 14 - подшипник; 15 - звездочка; 16 - указатель уровня масла
Буровые насосы.
Буровые насосы служат для подачи под давлением в скважину промывочной жидкости. Применяют только горизонтально приводные поршневые насосы. Состоит: из гидравлической и механической частей. Механическая часть при вращении вала с кривошипом шатун совершая колебательные движения приводит в действие крейцкопф. Движущимися в возвратно-поступательном в прямолинейных направлениях и связанный с ним при помощи штока поршень. Поршень совершает движение внутри цилиндра и происходит всасывание и нагнетание. Гидравлическая коробка состоит: из корпуса, лобовой крышки, коронки с уплотнением, цилиндра с уплотнениями, поршень со штоком, сальниковая коробка штока и клапанная коробка. Коронка прижимает цилиндр к корпусу и уплотнение цилиндра. Клапанная коробка состоит из седла запрессованного в корпус клапана, пружины, крышки клапана с уплотнением и винт. Насосы бывают двух- и трехпоршневые: двухпоршневые двойного действия, трехпоршневые односторонние.
Буровой насос У8-4
Предназначен для подачи к забою промывочной жидкости при бурении скважин роторным и турбинным способом. Входит в комплект поставки буровых установок «Уралмаш 5Д-61», «Уралмаш 6Э-61», «Уралмаш 3Д-61» и «Уралмаш 4Э-61»
Буровой насос У8-4
1 - рама; 2 - гидравлический блок; 3 - клапан; 4 - блок воздушных коллекторов;
5 - поршень; 6 - шток; 7 - направляющая крейцкопфа; 8 - шкив клиноременный;
9 - вал трансмиссионный; 10 - шестерня; 11 - колесо косозубчатое;
12 - шатун; 13 - вал кривошипный; 14 - картер; 15 - крейцкопф; 16 - станина;
17 - сальник
Техническая характеристика
Тип - Горизонтальный приводной поршневой двухцилиндровый двойного действия
Производительность и давление насоса в зависимости от диаметра цилиндровой втулки
|
Параметры |
Диаметр цилиндровой втулки, мм |
|||||
|
120 |
130 |
150 |
160 |
170 |
||
|
Производительность, л/с |
16,3 |
19,5 |
27 |
31 |
35,5 |
|
|
Давление, кг/см2 |
180 |
172 |
125 |
110 |
95 |
|
|
Параметры |
Диаметр цилиндровой втулки, мм |
|||||
|
120 |
130 |
150 |
160 |
170 |
||
|
Производительность, л/с |
16,3 |
19,5 |
27 |
31 |
35,5 |
|
|
Давление, кг/см2 |
180 |
172 |
125 |
110 |
95 |
Пневмокомпенсатор.
Служит для уменьшения колебания давления, вызываемого неравномерностью подачи бурового насоса. Представляет собой резервуар в котором воздушная подушка является своеобразной пружиной смягчающей гидравлические толчки. Состоит из седла, стабилизатора, диафрагмы, крышки, корпуса, шайбы, вентиля, манометра, пробойника. 1/3 рабочего давления, верхняя часть заполняется азотом или воздухом, давление которых контролируется по манометру.
Нагнетательный трубопровод.
Нагнетательный трубопровод предназначен для подачи промывочной жидкости от насоса к стояку, вертлюгу на нагнетательной линии, буровому шлангу.
Состоит из: горизонтального и вертикального участков. Монтируют пусковые и магистральные задвижки, патрубки для манометра, предохранительный клапан, КВД, пневмокомпенсатор. Горизонтальный участок монтируют в сторону насосов для стока промывочной жидкости через пусковую задвижку. Стояк - вертикальная часть трубопровода, в верхней части имеют горловину с фланцем для соединения бурового шланга и патрубок для соединения промывочных агрегатов в нижней части, и патрубок для манометра. На трубопроводе также монтируют датчики давления и расхода жидкости. Изготавливают трубопровод из толстостенных стальных труб диаметром 114-146 мм. Опрессовывается на полуторакратное рабочее давление от ожидаемого с оформлением акта.
Дроссельно-запорное устройство ДЗУ-250
Пусковые задвижки.
Служат для перевода холостого хода на рабочий и для опорожнения нагнетательной линии при остановке насоса. ДЗУ (дистанционно-запорное устройство). Состоит из: корпуса, пневмоцилиндра с поршнем и запорного клапана с седлом.
Привод осуществляется пневмоцилиндром двойного действия. Задвижка Лукьянова состоит из: корпуса, седла, конуса, червячного механизма, крышки, стакана и штурвала.
Вертлюги
Служат для соединения талевой системы с бурильной колонной, обеспечивает вращение бурильной колонны и подачу через него промывочной жидкости.
Состоит из двух узлов - системы вращающихся и не вращающихся деталей. К первой части подвешивают колонну бурильных труб, а ко второй подвешивается вертлюг к подвесному крюку.
Не вращающиеся детали: корпус, крышка, штроп и отвод. Вращающиеся детали: ствол вертлюга, переводник, валики соединяющие вертлюг со штропом. Внутри корпуса имеется кольцевая площадка на которую устанавливается основной опорный, роликовый подшипник. В нижней части имеется расточка для установки роликоподшипника, такой же подшипник имеется в крышке вертлюга, они центрируют ствол вертлюга.
В нижней части корпуса предусмотрена уплотнения от утечки масла. С сверху вертлюг закрывается крышкой. В верхней части имеется манжетное уплотнение от попадания раствора в полость вертлюга. На фланце имеется упорный подшипник фиксирующий ствол в вертикальном положении. С помощью стакана образуется масленая ванна для верхнего, центрирующего и упорного подшипников.
Между отводом и крышкой зажата резьбовая втулка к которой крепится гайка быстросъемного уплотнения. Нижняя гайка крепится к резьбовой части ствола.
Вертлюг ШВ-14-160М
1 - штроп
2 - подвод
3 - крышка корпуса
4 - сальник масляный верхний
5 - подшипник центрирующий
6 - палец
7 - подшипник основной упорный
8 - корпус
9 - подшипник упорный
10 - подшипник центрирующий
11 - сальник масляный нижний
12 - ствол
13 - переводник
14 - пробка спускная
Буровой шланг
Служит для подачи промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной линии к вертлюгу и дальше к бурильным трубам. Состоит из: внутреннего резинового слоя, нескольких слоев прокладок из прорезиненной ткани с соответственным количеством промежуточных слоев резины, металлических плетенок и наружного слоя резины. В настоящее время применяют буровые шланги, рассчитанные на давление 100, 160, 200, 250 и 320 атмосфер длиной 10-18 метров с условными внутренними диаметрами 63, 80 и 100 мм.
Инструмент и механизмы для производства спускоподъемных операций.
Элеваторы.
Делятся на стержневые и балочные.
Служат для захвата и удержания на весу колонны бурильных и обсадных труб. Широко распространены элеваторы типа К для труб диаметром от 60 до 377 мм.
Основные детали элеватора: корпус и створка изготовлены из стальных поковок. В первой части корпуса находится защелка удерживающая створку в закрытом положении. На створке шарнирно укреплена рукоятка при отпускании и повороте на себя, которая открывается защелка и створка элеватора.
В верхней части корпуса имеется расточка под муфту трубы, исключающая возможность выхода трубы из элеватора в случае недозакрытия створки. Предохранители штропов, установленные в проушинах элеватора обеспечивают свободный ввод штропов в проушину и предохраняют их выпадение в процессе работы.
Элеватор МЗ-50-80 (стержневой).
Предназначен для захвата при спуске и подъеме бурильных труб Ш 42 и 50 мм замкового или ниппельного соединения при проходке геологоразведочных скважин.
Трубы могут быть оснащены протекторными кольцами Ш до 80 мм. Вертикальная установка извлеченных из скважин свечей труб осуществляется с помощью элеватора буровой вахтой, состоящей из 7-х человек.
1 - серьга
2 - отражатель
3 - палец
4 - пружина защелки
5 - корпус
6 - защелка
7 - ось затвора
8 - ролик
9 - шкворень
10 - ограничитель
11 - пружина затвора
12 - упор
13 - стержень
14 - корпус
15 - фиксатор
16 - головка
Штропы для подвески элеваторов
а - двухветвевой штроп;
б - однговетвевой штроп;
в - штроп с короткой верхней петлей
Штропы
Является соединяющим звеном между буровым крюком и элеватором.
По грузоподъемности штропы подразделяются на 25, 50, 75, 125, 200, 300 тонн, первые три предназначены для ремонта скважин. По конструкции бывают двух типов: одно- двухветвевые. Изготавливаются: цельнокатаные, цельнокованые, а иногда сварные, нормальной ШБА и укороченной ШБУ длины.
Клинья для бурильных труб.
Клинья используют для удержания бурильного инструмента в стволе ротора, обхватом квадрата. Они вкладываются в конусные отверстия между трубой и вкладышами ПКР. Клинья при помощи рычага и траверсы подвешиваются к стойкам ПКР. На клиньях укреплены плашки с рифлеными зубьями.
Пневматический клиновой захват (ПКР).
Состоит из 4-х стоек. Стойки в нижней части соединены с кольцевой рамой, в которой помещаются два ролика подъемного вилкообразного рычага. Рычаг укрепленный на кронштейне, установленном на станине ротора, соединен со штоком пневмоцилиндра. Цилиндром управляют педальным краном установленным у пульта бурильщика.
Стойки с кольцевой рамой и двумя вкладышами установленными во втулке, которая укрепляются в стволе ротора. При бурении глубоких скважин с большой массой бурильных и обсадных колонн применяют клиновые захваты с шестью клиньями ПКР-300.
Пневматические клинья в роторе
УМК (универсальный машинный ключ).
Универсальный трехшарнирный машинный ключ УМК1:
1 - челюсть; 2 - защелка; 3 - пружина; 4 - соединительная челюсть; 5, 10 - пальцы; 6 - корпус; 7 - рычаг; 8 - удержка; 9 - сухарь
УМК предназначен для крепления и раскрепления резьбовых соединений колонны буровых труб, при этом один ключ неподвижный задерживающий, а второй подвижный отвинчивающий. Позволяет захватывать трубы или замки диаметром 108-178 мм, а при смене одной челюсти 140-212 мм. Состоит из: корпуса, сменной челюсти, соединительной челюсти, защелки, пружины, удержки, сухаря, пальца. Применяются канаты диаметром 18 мм, концы которых должны быть оборудованы тремя зажимами или завиты и оборудованы коушами. Длина завивки равна 15-ти диаметров каната. Разница между страховым и рабочим канатом 5-10 мм.
Пневмораскрепитель.
Представляет собой пневмоцилиндр со штоком предназначен для соединения штока пневмоцилиндра с тросом ключа УМК. Максимальная сила пневмоцилиндра при 6-ти атмосфер =50 кН, ход поршня 740 мм. Управляется с помощью крана с пульта бурильщика.
Автоматический ключ (АКБ, АКО).
Предназначен для свинчивания или развинчивания бурильных и обсадных труб.
Состоит из: собственного кругового ключа укрепленного вместе с приводным пневматическим двигателем на подвижной каретке колонны, на которой помещена направляющая с пневмоцилиндрами для перемещения подвижной каретки в нужном положении и стойки, которая крепится болтами к основанию, и в которой находится цилиндрическая колонна ключа.
Для установки челюстей на необходимую высоту предусмотрено домкратное устройство с ходом винта 150 мм, верхняя головка вместе с челюстедержателем и упором вращающиеся. Вращение передается от пневматического двигателя, через редуктор. Нижний челюстедержатель служит для зажима нижней муфты трубы.
Оборудование АСП-З
Оборудование АСП-З предназначено для комплексной механизации и частичной автоматизации спуско-подъемных операций на буровых установка грузоподъемностью 125 т.
При выполнении спуско-подъемных операций обеспечивается:
- совмещение времени спуска и подъема колонны бурильных труб и незагруженного элеватора с операциями переноса установки свечей на подсвечник и снятия их с подсвечника;
- совмещение во времени завинчивания и развинчивания свечи со спуском и подъемом незагруженного элеватора;
- механизация переноса и установки свечей на подсвечник и переноса их к центру скважины;
- автоматизация захвата и освобождения колонны бурильных труб автоматическим элеватором.
Технико-экономические показатели
Полностью устранен тяжелый физический труд буровой бригады при спуско-подъемных операциях.
Повышена безопасность работ и снижен травматизм.
Ликвидирована самая тяжелая и опасная при бурении скважин профессия «верхового» рабочего.
В полтора раза уменьшена затрата времени на спуско-подъемные операции
Техническая характеристика
|
Грузоподъемность талевой системы при 10-струнной оснастке, т |
||
|
нормальная |
125 |
|
|
максимальная (кратковременная) |
160 |
|
|
Диаметр бурильных труб, мм |
114 - 146 |
|
|
Емкость магазина подсвечника для труб диаметром: |
||
|
140 - 146 мм |
140 свечей (L ~ 3500 м) |
|
|
127 мм |
154 свечи (L ~ 3850 м) |
|
|
114 мм |
168 свечей (L ~ 4200 м) |
|
|
Привод механизма: |
||
|
расстановки свечей |
2 э/д переменного тока мощностью по 3,5 кВт |
|
|
подъема свечи |
Пневмоцилиндры при рабочем давлении 7 - 9 кгс/см2 |
|
|
Управление механизмами подъема и расстановки свечей |
Дистанционное с одного пульта |
|
|
Увеличение массы буровой установки комплектом оборудования АСП-З, т |
14,5 |
1 - цилиндр
2 - пневматический двигатель золотниковый
3 - масляный фильтр
4 - редуктор ключа
5 - маховик
6 - редуктор
7 - фиксатор
8 - сливная пробка
9 - челюсти
10 - направляющие призмы
11 - поворотный стол
12 - упор
13 - корпус
14 - сливная пробка
15 - основание
16 - редуктор салазок
17 - упор трубный
18 - ось
1 - кронблок УЗ-125; 2 - талевый блок У4-125; 3 - автоматический элеватор АЭ-125-3;4 - приспособление для подвески вертлюга; 5 - шурф для наращивания свечей; 6 - пневматические клинья в роторе ПКР-У7А; 7 - ротор; 8 - подсвечник;
9 - хомут-элеватор; 10 - станция управления; 11 - пульт управления; 12 - вертлюг У6-ШВ14-160М; 13 - механизм подъема свечи; 14 - автоматический ключ АКБ - 3М2;
15 - лебедка; 16 - вышка; 17 - механизм расстановки свечей; 18 - механизм захвата свечи МЗС-3; 19 - магазин; 20 - центратор
Схема работы АСП - 3
1 - кронблок У3-125; 2 - свеча; 3 - центратор; 4 - механизм захвата свечи МЗС; 5 - ключ АКБ-3М2; 6 - лебедка; 7 - клинья ПКР; 8 - автоматический элеватор АЭ-125; 9 - подсвечник; 10 - механизм подъема свечи МПС; 11 - талевый блок У4-125; 12 - механизм расстановки свечей МРС
Спуск
1. Талевый блок - в исходном нижнем положении. Клинья опущены и держат колонну труб. Ключ отведен в исходное положение. МЗС установил свечу в центр скважины. Центратор находится в нижнем положении и поддерживает верхний конец свечи
2. Талевый блок поднимается вдоль свечи. Клинья опущены и держат колонну труб. Ключ подведен к центру скважины. МЗС без свечи перемещается стрелой МРС от центра скважины. Центратор остается в нижнем положении
3. Талевый блок продолжает подъем. Клинья остаются опущенными. Ключ завинчивает свечу. МЗС перемещается стрелой МРС в магазин. Центратор поднимается талевым блоком
4. Талевый блок, поднимаясь захватывает автоматич. элеватором колонну труб. Клинья поднимаются и освобождают колонну труб. Ключ отведен в исходное положение. МЗС перемещается к очередной свече. Центратор поднят в верхнее положение.
5. Талевый блок спускает колонну труб в скважину. Клинья подняты. Ключ - в исходном положении. МЗС взял свечу с подсвечника. Центратор опускается в нижнее положение. Талевый блок продолжает спускать колонну труб. Клинья подняты. Ключ - в исходном положении. МЗС переносит свечу с подсвечника. Центратор - в нижнем положении.
6. Талевый блок опустил колонну труб, после чего он спущен в нижнее положение. Клинья опускаются и держат колонну труб. Ключ - в исходном положении. МЗС переносит свечу к центру скважины. Центратор - в нижнем положении.
Подъем
1. Талевый блок - в исходном нижнем положении. Клинья опущены и держат колонну труб. Ключ отведен в исходное положение. МЗС переносит свечу от центра скважины. Центратор - в нижнем положении.
2. Талевый блок поднимает колонну труб. Клинья подняты и освободили колонну труб. Ключ - в исходном положении. МЗС переносит свечу на подсвечник. Центратор - в нижнем положении.
3. Талевый блок продолжает поднимать колонну труб. Клинья подняты. Ключ - в исходном положении. МЗС устанавливает свечу на подсвечник. Центратор поднимается талевым блоком.
4. Талевый блок поднял колонну труб на длину одной свечи. Клинья опускаются и держат колонну труб. Ключ - в исходном положении. МЗС без свечи перемещается стрелой. Центратор поднят в верхнее положение.
5. Талевый блок опускается вдоль свечи. Клинья опущены и держат колонну труб. Ключ подведен к центру скважины. МЗС продолжает перемещаться без свечи тележкой. Центратор опускается в нижнее положение и поддерживает верхний конец свечи.
6. Талевый блок продолжает спуск. Клинья опущены. Ключ развинчивает свечу. МЗС перемещается к центру скважины. Центратор в нижнем положении.
7. Талевый блок опущен в крайнее нижнее положение. Клинья опущены и держат колонну труб. Ключ отведен в исходное положение. МЗС захватывает и приподнимает свечу. Центратор - в нижнем положении.
Подсвечник
1 - опорная плита; 2 - стойки основания; 3 - направляющие; 4 - поперечные; 5 - фиксаторы; 6 - замковое устройство; 7 - запорный сегмент; 8 - створка; 9 - планка запорная; 10 - свеча; 11 - ограждение; 12 - паропровод; 13 - направляющие
Механизм захвата свечи
1 - подвижная часть МЗС-3
2 - неподвижная часть МЗС-3
3 - скоба
4 - клин
5 - рычаг средний
6 - копир
7 - наголовник
8 - ролик сферический
9 - рычаг верхний
10 - тяга
Противовыбросовое оборудование (ПВО).
Для предотвращения выбросов все бурящиеся скважины должны оборудоваться ПВО. ПВО для герметизации устья устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из: превенторных переходных фланцевых катушек, задвижек и другой специальной аппаратуры, а также манифольдной обвязки.
Компоновка превенторного оборудования на устье скважины зависит от типа скважины, глубины скважины пластового давления, метода бурения и структурных свойств геологического разреза скважины. В обычную компоновку превенторного оборудования входит: превентор с глухими плашками, превентор с трубными плашками и универсальный превентор, неотъемлемой частью компоновки является обвязка превенторного оборудования, которая позволяет обеспечить регулирование давления в случае возникновения ГНВП, а также глушения скважины, отвод продуктов ГНВП за пределы территории буровой. Наличие двух видов приводов превенторов обеспечивает возможность маневрирования при вводе превенторов в работу.
Обязательным элементом обвязки превенторного оборудования является обогрев оборудования в зимнее время. В некоторых случаях в компоновку ПВО вводят вращающийся превентор.
Превенторы изготавливают нескольких типов.
При использовании плашечных превенторов скважины перекрываются двигающимися к центру плашками, как правило, на устье скважины устанавливаются два плашечных превентора с плашками с соответствующими наружному диаметру труб находящихся в скважине. Глухие плашки устанавливаются для перекрытия всего сечения скважины. Закрывать плашки можно как ручным способом при помощи штурвала, так и гидравлическим или электрическим приводом.
В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, которая способна перекрывать трубы любого диаметра и вида. Устье скважины оборудуются двумя отводами, один из которых соединен с блоком глушения, а другой с блоком дросселирования и разгазирования и двумя станциями управления, основным и вспомогательным. После установки на устье ПВО опрессовывается водой.
Циркуляционная система буровой установки.
На рисунке показана схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы 1. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.
Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъём выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8.
Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы и поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров; и снова направляется в подпорные насосы.
Нагнетательная линия (манифольд) состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подаётся от насоса 1 к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Манифольд оборудуется задвижками и контрольно - измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.
Бурильная колонна
БК - это связывающее звено между долотом находящимся на забое и оборудовании находящимся на поверхности. Предназначено: для подвода энергии к долоту, обеспечения подачи промывочной жидкости к забою, создание осевой нагрузки на долото, восприятие реактивного момента долота и забойного двигателя. Основные элементы БК: ведущие трубы, бурильные трубы, бурильные замки и переводники, центраторы, утяжеленные бурильные трубы (УБТ).
Ведущие бурильные трубы - предназначены для передачи вращения от ротора к БТ. Представляют собой толстостенную трубу имеющий в сечении квадратную или шестигранную форму с круглым или квадратным отверстием. Конструктивно выполняется в двух вариантах: сборными, составленными из трех деталей и цельными. Сборные изготавливаются предпочтительно квадратного сечения, включает собственно трубу, верхний переводник (ПШВ), для соединения с вертлюгом и нижней ПШН, для соединения с бурильной колонной свободный конец переводника с левой резьбой. Изготавливается следующих размеров: по стороне квадрата 65, 80, 115, 140 и 155 мм.
Соединение бурильных труб с высаженными внутрь концами
Бурильные трубы - служат при роторном бурении для передачи вращения к долоту и подаче бурового раствора к забою. Изготавливаются следующих размеров: наружный диаметр 60, 73, 89, 102, 114, 127, 140 и 168 мм, с толщиной стенок от 7 до 11 мм. По конструкции бывают - сборной конструкции с навинченными замками, изготавливаются двух видов: 1) с высаженными внутрь концами; 2) высаженными наружу концами.
Трубы выполняются длиной в 6+0,6 метра; 8+0,6 м; 11+0,9 м ( диаметр 6-10,2 см) и длиной 11,5 +0,9 метров, диаметр 114-168 мм. Сталь группы прочности Д, К, Е, Л, М. БТ сборной конструкции с блокирующими поясками (ТНБК - трубы бурильные с высаженными наружу и ТБВК с высаженными внутрь концами).
Трубы бурильные с приваренными соединительными концами ТБПВЭ (трубы бурильные приваренные с высаженными внутрь концами электробурские).
Трубы с высаженными наружу концами и нарезанными на них крупной резьбой для бурения забойными двигателями и ротором. На каждой трубе на расстоянии 0,4-0,8 м, от конца выбито клеймо со следующими данными: марка стали, порядковый номер трубы, номер плавки, год и месяц выпуска, наружный диаметр в мм, знак завода изготовителя, клеймо ОТК. Трубы с левой резьбой имеют по середине широкий поясок. Для бурения забойными двигателями применяют легко сплавные бурильные трубы ЛБТ.
Замки для бурильных труб - предназначены для соединения в колонну бурильных труб. Состоят из двух деталей: замкового ниппеля с наружной резьбой, замковой муфты с внутренней, крупной резьбой.
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ)
а - с гладкой поверхностью;
б - с конусной проточкой
Посредством таких резьб указанные детали соединяются между собой. Для соединения с БТ, на замковых деталях нарезана мелкая трубная резьба. В зависимости от диаметра отверстия замки выпускают двух типов: 1) ЗША - с широким проходным отверстием; 2) ЗН - с нормальным проходным отверстием.
Для труб с высаженными наружу концами применяют замки с увеличенным проходным отверстием - ЗУ.
Утяжеленные трубы (УБТ)- предназначены для установки в нижнюю часть БК с целью увеличения жесткости БК и передачи нагрузки на долото. Поставляют УБТ диаметром 146, 178 и 203 мм. Изготавливают двух типов: гладкие по всей длине и с конусной проточкой для удержания и захвата ПКР и элеватора.
Переводники
а - ниппельный,
б - переходный,
в - муфтовый
Переводники - представляют собой разновидность соединительных элементов БК. Применяют пять основных типов переводников. Их подразделяют на две группы: штанговые для соединения ведущей трубы с вертлюгом и БТ, промежуточные для соединения других элементов колонны. Стандартом предусмотрено изготовления переводников 239 разновидностей трех типов: ЗШ, ЗУ, ЗН и 17 размеров ниппельного и муфтового исполнения замковых резьб.
Забойные двигатели
При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели, преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. Гидравлические забойные двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов. Первые из них называют турбобурами, а вторые - винтовыми забойными двигателями. Электрические забойные двигатели получили наименование электробуров.
Подобные документы
Оборудование для механизации спуско-подъемных операций. Циркуляционная система установки. Наземное оборудование, используемое при бурении. Технологии бурения скважин на акваториях и типы буровых установок. Бурение на нефть и газ в арктических условиях.
реферат [1,1 M], добавлен 18.03.2015Классификация буровых установок для глубокого бурения. Основные блоки и агрегаты их взаимодействия. Факторы для обоснования конструкции скважины. Способы бурения, их характеристика. Цикл строительства скважины, монтаж и демонтаж бурового оборудования.
отчет по практике [2,0 M], добавлен 05.05.2014Сущность процесса бурения, назначение и виды буровых скважин. Правила проектирования, монтажа и эксплуатации буровых установок для бурения нефтяных и газовых скважин. Важность соблюдения инструкции по технике безопасности при проведении буровых работ.
контрольная работа [40,7 K], добавлен 08.02.2013Назначение малогабаритных буровых установок. Технические характеристики бурового переносного станка КМБ 2-10 для ручного бурения скважин при геологических исследованиях. Возможности и состав комплекса. Основные задачи инженерно-геологических изысканий.
отчет по практике [31,0 K], добавлен 25.06.2012Назначение узлов и агрегатов буровой установки. Основные параметры вышки. Дегазация промывочных жидкостей. Обвязка буровых насосов и оборудование напорной линии. Оценка экономической эффективности внедрения средств механизации спуско-подъемных операций.
курсовая работа [4,8 M], добавлен 11.10.2015Ознакомление с основными сведениями о районе буровых работ и геологическом строении Песчаной площади. Проектирование конструкции скважины. Выбор оборудования буровой установки, породоразрушающего инструмента, технологии бурения и цементирования.
дипломная работа [109,9 K], добавлен 07.09.2010Назначение устьевого оборудования скважин и колонных головок. Способы монтажа и транспортировки буровых установок. Схемы работы комплексов механизмов для механизации АСП-3. Модуль компрессоров в системе пневмоуправления буровой установки БУ-2900/175.
контрольная работа [467,8 K], добавлен 17.01.2011Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Выполнение операций, связанных с проводкой скважины. Звукопоглощающие конструкции активного типа. Оснастка талевой системы. Сроки и качество наклонного бурения. Пуск в эксплуатацию буровых установок.
контрольная работа [24,6 K], добавлен 08.02.2013Строительство наклонно-направленной скважины для геологических условий Приобского месторождения. Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения. Рецептуры буровых растворов. Оборудование в циркуляционной системе. Сбор и очистка отходов бурения.
курсовая работа [64,2 K], добавлен 13.01.2011Обзор геолого-технических условий бурения. Анализ современного состояния техники и технологии бурения разведочных скважин. Выбор инструмента и оборудования. Мероприятия по предупреждению и ликвидации осложнений и аварий. Порядок организации буровых работ.
курсовая работа [178,3 K], добавлен 26.12.2012
