Оборудование для бурения


Какое оборудование необходимо для бурения?

Перед началом любых буровых работ необходимо иметь всё необходимое оборудование, а также понимать, как правильно его использовать. Для этого нужен опытный буровик, который разбирается в буровом оборудовании и типах грунта.

Одним из самых важных элементов бурового оборудования является буровое долото. От его вида зависит разновидность работ, производимых буровой установкой. Существует множество видов бурения: вращательное, роторное, турбинное, объёмное, бурение электробуром, алмазное, твердосплавное, дробовое, ударно-канатное, ударно-штанговое, ударно-вращательное, гидроударное, вибрационное, гидродинамическое, термическое, электрофизическое, взрывоударное, химическое, с промывкой, с продувкой и т.д.

Далее в систему буровой установки входят кондуктор, устьевая шахта, используемые в основном для подачи породы наружу, дабы не затруднять бурение, буровой ротор, придающий вращение ведущей бурильной трубе, играющей немаловажную роль в устройстве бурильной установки, а именно бурильная труба заставляет долото вращаться и бурить породу. Индикатор нагрузки на долото помогает предотвратить поломку долото, своевременно отреагировав в экстренных ситуациях. Вибрационное сито для бурового раствора и выкидная линия бурового раствора также играют важную роль во всем процессе бурения.

Буровой раствор предотвращает осыпь и обвалы породы, бурение, очищает забой от выбуренной породы, охлаждает и смазывает долото и многое другое. Также в состав бурильной установки входит две лебёдки: основная и запасная. Лебёдки служат для подъёма и спуска бурильного оборудования.

Бурение и оборудование для него может отличаться по способам промывки, характеристикам инструментов и механизмов, положению и траектории устья скважины.

1. Турбинное бурение. Для создания скважины используется забойная машина (турбобур). Во время своей работы турбобур способствует переходу от поступательного движения очистного агента к вращательному движению турбины, которая, в свою очередь, приводит в движение долото (коронку). Турбинное бурение обычно наиболее часто применяют для создания скважин группы А, Б, В и Г.

2. Винтовое бурение (винтовой двигатель). Работает по тому же принципу, что и турбинное. Отличительной особенностью является размер винтового двигателя. Небольшие значения технических характеристик бура (диаметр, длина) позволяют создавать скважины более широкого профиля. Кроме того, винтовая бурильная установка обладает большим вращательным моментом.

3. Работу электробура можно координировать непосредственно с поверхности. В отличие от турбинного бурения, на момент и частоту вращения уже не будут оказывать влияние ни глубина скважины, ни подаваемая жидкость. Следует заметить, что в процессе использовании электробура могут возникнуть проблемы с подводом энергии к электродвигателю.

4. При шнековом типе бурения разрушенная порода поступает на поверхность непрерывно. Транспортировка вверх осуществляется за счёт работы винта на поверхности шнека. Шнековое бурение используется для создании скважин небольшой глубины (инженерно-геологические, гидрогеологические). Преимущество данного типа в высокой скорости бурения мягких пород.

5. В процессе гидродинамического бурения разрушение забоя скважины происходит посредством сильной струи жидкости. Движение жидкости обеспечивается работой струйного и бурового насоса одновременно (реже одного бурового насоса). Гидродинамическое бурение эффективно при создании геотехнологических и бесфильтровых водозаборных скважин. Работать такой бур может только с рыхлыми породами.

6. Пневмоударное и гидроударное бурение. Работа двигателей основана на превращении поступательного движения очистного агента в ударное движение рабочего органа. Недостатком, в данном случае, будет высокая энергоемкость и большой расход очистного агента (для гидроударного бурения) и ограничение по глубине (для пневмоударного).

7. Алмазное бурение всегда совмещается с промывкой, необходимой для охлаждения алмазов. Такое бурение используется для создания скважин в твердых породах. Минус алмазного бурения в дороговизне оборудования и высокой чувствительности к качеству очистного агента.

sptechnika.ru

Производители буровых установок и бурового оборудования

Буровая промышленность – это сфера, которая обладает очень стремительными темпами развития. От производителей буровых установок требуется постоянное совершенствование своих товаров и технологий, в противном случае, они попросту не выдержат сформировавшейся на рынке конкуренции.

Буровая установка Bauer BG-40

В этой статье мы рассмотрим самые востребованные мировые и отечественные компании по производству оборудования для бурения.     

Читайте также: компании, сдающие в аренду ямобур в Челябинске.                             

ОАО «Ижнефтемаш»

Ижевский нефтемашинный завод является одним из крупнейших предприятий по производству оборудования для бурения. Датой основания компании принято считать 1956 год, однако производство буровых установок завод начал лишь в 1965 году.

В 2008 году «Ижнефтемаш» вошел в группу компаний «Римера» — одного из крупнейших альянсов в российской нефтедобывающей промышленности.

«Ижнефтемаш», на сегодняшний день, является ведущим отечественным производителем следующих видов оборудования:

  • Стационарные автоматические буровые ключи;
  • Буровые погружные дренажные насосы на среднюю и малую производительность (в этих двух категориях «Ижнефтемаш» обладает около 90% долей рынка)
  • Штанговые насосы и буровые штанги к ним для нефтескважин и приводы к ним (около 50% от всей существующей на продукции)
  • Смесительные установки для цементирования шахт газовых и нефтяных скважин (70% реализуемого на российском рынке оборудования)

Наибольшую востребованность в профессиональном бурении имеют штанговые насосы от «Ижнефтемаш», эта продукция по качестве сопоставима, а то и превосходит лучших зарубежных производителей, при этом, стоимость насосов сильно разнится, в лучшую, для Ижевской копании, сторону.

Буровая установка ИжНефтеМаш

Помимо производства и реализации оборудования завод осуществляет сервисные работы по ремонту буровых установок как своих, так и иностранных производителей.

Игорь, 40 лет, Москва:

Я работаю менеджером по закупке оборудования в одной из крупных отечественных нефтедобывающих компаний. Около шести месяцев назад у нас была крупномасштабная реструктуризация, за которой последовало полное списание всего устаревшего оборудования и закупка новых буровых установок.

Тендер выиграла компания ОАО «Ижнефтемаш»,  у которой и было приобретено всё необходимое оборудование. Могу сказать, что за полгода эксплуатации от инженеров и людей, работающих «в поле», слышал исключительно положительные отзывы. С сервисным облуживанием никаких проблем не возникает. Рекомендую!   

к меню ↑

ВНИИБТ (ОАО «Буровая техника»)

ОАО «Буровая техника» была основана в 1953 году.  С 1998 года компания является членом всероссийского «Союза производителей оборудования для нефтегазового бурения», и с 2005 года фирма вошла в состав концерна «Интегра». По состоянию на 2015 года ВНИИБТ является самой крупной организацией по производству бурового оборудования и проектированию нефтяных и газовых скважин на постсоветской территории.

Основной продукцией фирмы являются гидравлические забойные двигатели. Компания выпускает ГЗД всех возможных типов:

Буровая установка ВНИИБТ

  • турбобуры;
  • винтовые насосы;
  • редукторные турбобуры.

Главной достоинством приводов от ОАО «Буровая техника» является высочайшая производительность, что делает их предпочтительнее большинства зарубежных аналогов. Также фирма обладает существенной долей рынка в сфере винтовых насосов, комплектующих для обсадных колонн, а также аварийного и породоразрушающего оборудования.

ВНИИБТ имеет широкую сеть сервисных центров по всей России, которые предоставляют ремонтные услуги и возможность аренды бурового оборудования.

Читайте также: как получить лицензию на водопользование скважины?

к меню ↑

Геомаш

Производственные мощности ОАО «Геомаш» расположены в Курской области. Точная дата компании неизвестна, однако упоминания о ней существовали уже в 1885 году, что делает фирму одной из старейших организаций по производству бурового оборудования в России.

На сегодняшний день основной продукцией компании являются  мелкогабаритные и самоходные буровые установки, которые широко применяются в сферах геологоразведочного бурения, и для создания сейсморазведочных и гидрогеологических скважин.

Машины для бурения от «Геомаш» являются основным видом буровой техники, которая используется в отечественной строительной промышленности. Все буровые устройства от «Геомаш» спроектированы согласно исследованиям собственного конструкторского бюро компании, что гарантирует им высокую производительность и длительный срок эксплуатации.

Малогабаритная буровая установка ГеоМаш

«Геомаш» является прогрессивной организацией, система управления которой создана на основе ISO 9000 – ключевого международного стандарта, который используется всеми прогрессивными западными фирмами. По состоянию на 2014 год, численность персонала компании превышает 1000 человек. к меню ↑

ПромТехИнвест

Акционерное общество «ПромТехИнвест» это достаточно молодая фирма, в сравнении с вышеперечисленными долгожителями, однако прогресс Питерской компании за 20 лет существования достаточно внушителен. Уже на протяжении 12 лет «ПромТехИнвест» является единственной организацией по производству бурового оборудования, которая выпускает современные системы верхнего привода, грузоподъемность которых доходит до 320 тонн.

Помимо создания оборудования, компания предоставляет услуги по выполнению буровых и газотранспортных работ – прокладка и оборудование газовых и нефтяных магистралей. Также «ПромТехИнвест» является заметным игроком на строительном рынке, фирмой реализуются услуги по сварочным, строительно-монтажным, и земляным работам. к меню ↑

Bauer Maschinen GmbH

«Bauer»  — немецкая компания, датой основания которой считается 1966 год, является одной из наиболее успешных мировых фирм по производству мелкогабаритного бурового оборудования. Изначально компания называлась «Maschinen GmbH», но в 2001 году произошло слияние организации с группой компаний Bauer, которая является крупнейшей немецкой корпорацией, охватывающей большинство отраслей промышленности.

Компания производит оборудование практически для всех сфер бурения. Самой востребованной продукцией «Bauer» являются роторные буровые машины. Фирма самостоятельно производит все необходимые для их комплектации устройства.

Буровая установка Bauer BG-28

Самые известные буровые установки, которые сошли с конвейера немецкой компании, это Bauer BG 28 и Bauer MBG 24 — машины для роторного бурения, которые имеют крайне высокую производительность, сочетающуюся с адекватной стоимостью и большим ресурсом работы. Также «Bauer» производит установки для верхнего бурения нефтяных скважин, использующиеся на морском шельфе – такие устройства работают по технологии «Bauer FlyDrill», применение которой серьезно повышает эффективность буровых работ.

Олег, 28 лет, Санкт-Петербург:

Роторная буровая установка Bauer BG 28 кормит мою семью уже на протяжении 5 лет. Машина исключительная – как по надежности, так и по эффективности бурения.

Да, сейчас появилось множество установок, которые и производительность имеют большую, и технологиями новыми обладают, но я своего старичка менять не намерен ещё очень долго, хоть финансы и позволяют сделать это без особых проблем.

Меня устраивает всё  — он достаточно простой и неприхотливый в эксплуатации, к тому же, за 8 лет использования ремонтировать установку приходилось лишь по мелочам – никаких серьезных поломок не было.

к меню ↑

Установка Bauer BG 28 в работе (видео)

к меню ↑

Aker WIRTH GmbH

Компания «WIRTH» — мировой лидер по производству и реализации установок для тяжелого бурения. Организация была основана в начала 20 века в Германии, а в 2009 году «WIRTH», на волне успеха, был куплен международной группой компаний «Aker Solutions».

Главное отличие оборудования компании «WIRTH» от конкурентов – это оптимальное соотношение цены и технических характеристик, а также выносливость, которая гарантирует беспроблемную эксплуатацию буровых устройств в самых сложных условиях работы.

Немецкая компания имеет весомую долю на рынке практически по всех видам бурового оборудования. Наиболее востребованной продукцией являются верхние приводы, буровые вертлюги, буровые насосы и роторные установки.

«Aker Wirth» является ведущим игроком в сфере горизонтально направленного бурения. Их машины для бурения тоннелей («тонелепроходческие комбайны») не имеют аналогов, так как производительность, которую они показывают, на данный момент, не достигнута ни одним другим производителем.

Алексей, 51 год, Берлин:

Уже порядка 15 лет проживаю в Германии. Последние шесть лет работаю в бригаде по прокладке тоннелей. Недавно нам поставили новые тонеллепроходческие щиты от компании «Aker».

В целом, впечатления накопились только самые лучшие – работа стала заметно легче, при этом, за девять месяцев эксплуатации не было ни одной поломки. Могу рекомендовать буровые установки фирмы «Aker» — они отработают каждый вложенный в них доллар.

 Главная страница » Буровые установки

byreniepro.ru

Добыча нефти и газа

Для выполнения различных операций технологии вращательного бурения  требуются различные по функциональным назначениям машины, механизмы и оборудование. Набор необходимых для бурения скважин машин, механизмов и оборудования, имеющих взаимосвязанные эксплуатационные функции и технические параметры, называется буровым комплексом. Центральным звеном бурового комплекса является буровая установка. 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-расборные 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( телогенераторы, отопительные радиаторы и коммуникации для развода теплоносителя).

     Состав и компоновка буровой установки показаны на рис.1.

На долю кустового строительства скважин приходится в настоящее время более 70% всего объема эксплуатационного бурения и имеется перспектива  дальнейшего его расширения на промыслах нефтегазодобывающих районов нашей страны.

       Кустовой способ строительства скважин применяется в нашей стране с начала освоения нефтяных месторождений Каспия . В 1937 г. На о. Артем был пробурен первый куст из трех скважин. По мере совершенствования конструкций морских оснований и эстакад этот способ распространился на участки месторождений , занятых морем.

      На суше кустовое строительство скважин начало применяться с 1944 г.в  Пермском нефтяном районе.

      Начало освоения нефтяных богатств Западной Сибири дало мощный толчок развитию этого способа.

      Вся Западная Сибирь покрыта многочисленными болотами и реками. Летом болота практически непроходимы для наземного транспорта, а в зимнее время промораживаются не более чем на 20 –30 см из-за высоких

теплоизолирующих свойств торфяного слоя. Весной высокие речные паводковые воды подтопляют нефтяные площади.Быстрая изменчивость погоды, неравномерное выпадение осадков и труднодоступность 80-85 % территории – отличительные особенности Западной Сибири.

     В нефтепромысловом  районах -Томской области, например, насчитывается 573 реки (превышающих в длину 20 км), крупных озер (площадью 5 и более км2) 35 , а

наменитое Васюганское болото занимает  53 000 км2, что в 1,5 раза больше площади озера Байкал.

      Эти условия на первых порах значительно осложнили организацию буровых работ в новом нефтяном регионе. Так при освоении Мегионского месторождения  основные объемы бурения выполнялись в зимнее время. Все необходимое оборудование завозилось заранее по зимним трассам и после окончания строительства скважин консервировалось до наступления следующего зимнего сезона и ввода трасс в эксплуатацию.

      Сезонность в строительстве нефтяных скважин вызвала необходимость разработки и создания на заболоченных и затопляемых участках специальных искусственных сооружений для круглогодичного ведения буровых работ с последующей  многолетней эксплуатацией при нефтедобыче. Возрастающие объемы буровых работ и большие затраты ресурсов на строительство искусственных сооружений  привели к целесообразности их сочетания с кустовым бурением. Так были созданы кустовые основания.

      Высокие темпы и масштабы освоения нефтяных месторождений  Западной Сибири выявили ряд научно-технических проблем, решение которых позволило разработать технические средства для проводки наклонно-направ ленных скважин и контроля их пространственного положения, различные конструкции крупноблочных буровых оснований , специальные буровые установки для строительства кустовых скважин.

      Кустовое строительство скважин имеет ряд существенных достоинств. Прежде всего это значительное сокращение материальных и трудовых затрат на строительство и инженерное обустройство кустовых оснований , подъездных путей и трасс, особенно в условиях заболоченных территорий и бездорожья. Кроме того, существенно уменьшаются затраты на промысловое обустройство скважин, сооружение нефтегазосборных сетей, энергоснабжение промысловых объектов, ремонт и эксплуатационно-техническое обслуживание скважин.

     Для кустового бурения скважин в Западной Сибири предназначена установка БУ-3000 ЭУК-1М с эшелонным расположением оборудования (рис. 2)

     Основное оборудование БУ-3000 ЭУК-1М размещено на вышечно-лебедочном 1, резервуарном 2 , насосном 3 блоках, а также на блоке компрессоров 4, блоке очистки 5  и энергоблоке 6.

     Ниже приведена техническая характеристика этой установки.

1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН                                                                           2000

2. Условный диапазон глубины бурения , м                                                         2000-3200

3. Наибольшая оснастка талевой системы                                                                             5х6

4. Диаметр талевого каната, мм                                                                                             28

5. Скорость подъема крюка при расхаживании обсадных колонн

и ликвидации аварий, м/с                                                                                                       0,2

6. Скорость установившегося движения при подъеме незагруженного

 элеватора, м/с                                                                                                              1,6

7. Число скоростей подъема крюка                                                                                            6

8. Привод основных исполнительных механизмов                 Электрический переменного тока

                                                                                                             напряжением 6000 В

9. Привод буровой лебедки и ротора                                               Групповой от асинхронного двигателя АКБ-13-62-8

10. Привод буровых насосов                                                          Индивидуальный от синхронного электродвигателя СМБО-15-49-8ХЛ2

11. Мощность привода, кВт:

     входного вала подъемного агрегата                                                          645

     вала ротора                                                                                                      370

     бурового насоса                                                                                             630

12. Буровой насос:

     тип                                                                                          УНБ-600 (У8-6МА2)

13. Число насосов                                                                                                               2

14. Мощность механическая ,кВт                                                                                600

15. Максимальная объемная подача, л/с                                                                  50,9

16. Максимальное давление на выкиде, Мпа                                                              25

17. Ротор:

     тип                                                                                                                  Р-700

18. Диаметр отверстия стола ротора, мм                                                                   700

19.Допускаемая статическая нагрузка на стол, кН                                               3200

20. Момент, передаваемый столом ротора,кНм                                                         50

21.Число частот вращения стола ротора                                                                       6

21. Частота вращения стола,об/с,

     максимальная                                                                                                 3,18

     минимальная                                                                                                              0,57

22. Номинальная длина свечи, м                                                                                   25

23. Высота основания (отметка пола буровой), м                                                                7,2

24. Просвет для установки стволовой части превенторной установки (расстояние от земли до подвижных частей механизма выдвижения клиньев ротора), м         5,9

25. Длина ведущей бурильной трубы (квадрата), м                                        27(+0,5)

26. Диаметр бурильных труб, мм                                                       114, 127, 140, 147

27. Диаметр УБТ, мм                                                                          146, 178, 203

28. Вертлюг:

     тип                                                                                                               УВ-250

     максимальная нагрузка, кН                                                                                    2500

     допускаемая нагрузка от бурильных труб, кН                                                  1600

29. Вышка:

     тип                                                                                                      ВМР 45х200

     максимальная грузоподъемность на крюке, кН                                              2000

     полезная высота вышки, м

     механизм подъема вышки                                                                        встроенный

30.1)     Тормоз вспомогательный:

     тип                                                                     Электромагнитный  ТЭП-45-У1

     максимальный тормозной момент, кНм                                                                  45

31.2)     Дизель-электрическая станция:

тип                                                                                                              АСДА-200

мощность, кВт                                                                                          200

32.3)     Компрессор с электроприводом:

тип                                                                                                                  КСЭ-5М

число компрессоров                                                                                               2

     подача, м/с                                                                                                   2х5=10

     давление воздуха, Мпа                                                                                    0,8

33. Метод бурения скважин                                                                                  кустовой

     число групп скважин в кусте                                                не ограничивается

     число скважин в группе                                                                                   2-8

     расстояние между скважинами в группе, м                                            2,4 –5

     расстояние между группами скважин, м                                                       15 или 50

34.–                     Циркуляционная система:

тип                                                                                                         ЦС3-3000 ЭУК

полезный объем резервуаров, м                                                                        120

Трехступенчатая (вибросито, пескоотделитель,          илоотделитель)

35.–                     Средства механизации

спуско-подъемные операции                        Ключ              буровой АКБ-3М, пневмораскрепитель, пневмоклинья, лебедка вспомогательная

Рис. 2.  Общий вид буровой установки для кустового бурения скважин

очистка бурового раствора грузоподъемностью 4,5 т грузоподъемные работы                                   

Кран консольно-поворотный на мостках, грузоподъемностью 2 т, лебедка вспомогательная, кран консольно-поворотный на буровых насосах, кран для обслуживания приводной части лебедки, тельферы в насосном и циркуляционном блоках.

36.– Монтаж и транспортирование оборудования

с куста на куст Крупными блоками (модулями) на тяжеловозах ТГ-60, Т-60 и ТГП-70; мелкими и средними блоками на трайлерах грузоподъемностью 30-40 т; агрегатами на универсальном транспорте общего назначения.

        На рис. 3  приведена типовая схема кустового основания  для Томского  региона.

1. Основание кустовое

2. Амбар шламовый.

3. Въезд № 2.

4. Обваловка.

5. Настил для складирования цемента.

6. Жилой городок.

7. Стеллаж для труб.

8. Амбар для стоительства водозаборной скважины

9. Котлован-септик для хозяйственно-бытовых отходов.

10.Водозаборная скважина.

11.Блок вышечно-лебедочный.

12.Блок очистки глинистого раствора.

13.Блок емкостей.

14. Блок насосный

15.Блок компрессорный.

16.Распределительное устройство КРНБ.

17.Мост приемный.

18.Емкость нефтяная.

19.Установка котельная.

20.Емкость водяная.

21.Высоковольтное распределительное устройство (РВУ).

Местоположение кустового основания (КО) намечается:

-за пределами водоохранной зоны, установленной для каждой конкретной реки или другого водоема, заказников;

-на расстоянии не менее 50 м от линий электропередач;

-на расстоянии не менее 60 м от магистральных нефтепроводов;

-на расстоянии не менее  50 м от внутрипромысловых дорог.

Местоположение КО задается :

-географическими координатами X и  Y центра  КО;

дирекционным углом направления движения станка (НДС), который отсчитывается от направления на север по часовой стрелке

Рис. 3  Схема кустового основания

В соответствии с «Нормами отвода земель для строительства нефтяных и газовых  скважин» СН-459-74 для строительства  эксплуатационных нефтяных скважин БУ-3200/200 ЭУК-1М  площадь КО определяется:

18000 + Ах2000,   м2 ,

где А- число скважин на кустовом основаниии.

      Минимальное расстояние между  соседними нефтяными скважинами  -5 м, между батареями скважин –15 м.

Поверхность КО   должна выполняться горизонтально. Рабочая площадка для размещения и передвижения буровой установки выполняется с уклоном i = 0,01 в сторону шламового амбара (ША) для обеспечения поверхностного водостока. Допускается уклон рабочей площадки  по ходу движения буровой установки в пределах 1 –1,5 мм на 1 м.

По периметру КО выполняется обваловка из глинистого грунта , которая в нижней своей части примыкает к гидроизоляционному слою в основании насыпи и образует вместе с ним гидравлически замкнутое пространство в теле КО. Высота обваловки над рабочей поверхнос-тью КО составляет 0,7 м, ширина бровки по верху – 1м.          .

       Конструкция кустового основания (КО)должна обеспечить нормальные условия для строительства скважин и их дальнейшей эксплуатации, а также изоляцию токсичных отходов бурения от окружающей природной среды ( ОПС).

      Выбор конструкции КО осуществляется в зависимости от гидрогеологических условий и данных инженерно-геологических изысканий.

      Обследование кустовых площадок, расположенных в болотистой местности и в пойменной части месторождений , рекомендуется проводить в летнее время, когда имеются лучшие условия  для визуальной оценки характера местности, свойств торфов и переувлажненных грунтов.

       Применяемые конструкции КО на нефтепромысловых объектах Западной Сибири подразделяются на следующие виды:

-лежнево-насыпные;

-насыпные;

-намывные;

-естественные;

-с торфом в теле насыпи;

-экспериментальные ( например с применением нетканых синтетических материалов).

Наиболее сложное  по конструкции лежнево-насыпное КО применяется:

-на болотах, предусматривается двухслойная укладка лежневого настила. В первом нижнем слое укладывается продольный (по отношению к линии НДС) лежневый настил из бревен вразгон через 1 м. Во втором верхнем слое укладывается сплошной поперечный (по отношению к линии НДС) лежневый настил во весь “хлыст” ( Рис. 4).

Перед строительством КО в зимний период производится предварительное проморажи-вание торфяного основания.

       На лежневый настил отсыпается гидроизоляционный слой из глинистого грунта толщиной 0,5 м с последующим уплотнением.

       Окончательное земляное полотно кустового основания формируется отсыпкой слоя песка толщиной не менее 0,7 м.

       Для повышения устойчивости насыпи на слабом основании (торфе) предусматривается использование метода постепенного загружения  - предварительной консолидации , осуществляемой  путем послойной отсыпки и уплотнения грунта с толщиной каждого слоя 0,3 – 0,5 м. Указанный метод обязателен при отсыпке участка КО по линии НДС шириной 20 м.

      Высота отсыпки насыпи на болотах определяется с учетом кончной осадки торфа под действием веса грунта, бурового оборудования и труб.

СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЙ КОМПЛЕКС БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

     Спуско – подъёмный комплекс буровой установки (рис. 4) представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебёдкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Подвижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б – через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъёмный крюк объединены в один механизм – крюкоблок.

КОМПЛЕКС ДЛЯ ВРАЩЕНИЯ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

На рис. 5  представлен комплекс для вращения бурильной колонны. В его состав входит ротор 2, расположенный на полу буровой 1, вертлюг 6, подвешенный на крюке крюкоблока 8. Вертлюг посредством гибкого бурового рукава 4 и стояка 7 передаёт буровой раствор под давлением в бурильную колонну. Посредством вращателя 5 и квадратной ведущей трубы 3 крутящий момент ротора передаётся бурильной колонне и не передаётся талевой системе.

 

Рис. 4.   Спуско-подъемный комплекс буровой установки

 

Рис. 5. Комплекс для вращения бурильной колонны

На рис. 6 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. 

 

Рис. 6. Схема циркуляции бурового раствора.

Page 2

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.

ТУРБОБУРЫ

      Турбобур представляет собой  многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.

      Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора . 

В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток  бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор , где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается  реактивный вращающий момент, равный  по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате   вращающие моменты всех ступеней  суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.

       Работа турбины  характеризуется частотой вращения вала n , вращающим моментом на валу М, мощностью N, перепадом давления DР  и  коэфициентом полезного действия h.

      Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n  , тем меньше  М, и наоборот.

      В этой связи различают два режима работы турбины: тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения , и холостой, когда n достигает максимального , а М=0. В первом случае необходимо к валу  турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором – совершенно снять нагрузку.

       Максимальное  значение мощности достигается при частоте вращения турбины n = n0.

       Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения  называется экстремальным. Все технические характеристики  турбобуров даются для значений  экстремального режима. В этом режиме  работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n

 и, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура.

       Режим, при котором коэфициент полезного действия h турбины достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на оптимальном режиме , т.е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине DР минимальны.

      При выборе профиля  лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и h располагались близко друг к другу.  Линия давления  DР таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.

      Таким образом, при постоянном расходе бурового раствора Q  параметры характеристики турбины определяются частотой вращения ее  ротора  n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).

      При изменении  расхода бурового раствора Q параметры характеристики турбины изменяются совершенно по другому.

      Пусть при расходе бурового раствора Q1   и соответствующей этому значению частоте вращения  ротора турбины n1  при оптимальном режиме турбина создает мощность N1

и вращающий момент М1 , а перепад давления в турбине составляет DР1. Если расход бурового раствора увеличить до Q2  , параметры характеристики турбины изменятся следующим образом:

 n1  /  n2   =    Q1  /  Q2    ;

N1  /  N2   =   (Q1  /  Q2)3

М1  /  М2    =    (Q1  /  Q2)2

DР1  /  DР2   =   (Q1  /  Q2)2

      Видно, что эффективность турбины значительно зависит от расхода бурового раствора Q. Однако увеличение расхода  Q ограничивается  допустимым давлением в  скважине.

      Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению плотности бурового раствора r.

N1  /  N2   = М1  /  М2    =    Р1  /  DР2   =   r1  /  r2

      Частота вращения  ротора  турбины n  от изменения плотности r не зависит.

      Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.

ГОСТ 26673-90 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.

 Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 – 25% бурового раствора.

Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.

Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.

Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию – шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть – к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя  и ниппелем .

Для бурения наклонно – направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры – отклонители типа ТО.

Турбобур – отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.

Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал , к которому через переводник  присоединяется бурильная головка . Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник . Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой  с буртом для захвата его ловителем, а нижняя – кернорвателем, вмонтированным в переводник . Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их – клапанный узел . Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.

Керноприёмник подвешан на опоре , установленной между переводником к БК и распорной втулкой . Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.

ВИНТОВОЙ ЗАБОЙНЫЙ ДВИГАТЕЛЬ

      Рабочим органом винтового забойного двигателя (ВЗД) является винтовая пара: статор  и ротор .

      Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.

      Ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично

Кинематическое отношение винтовой пары 9: 10 и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.

Вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой  и радиальными резино – металлическими опорами . К валу шпинделя  присоединяется долото . Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.

ВЗД изготовляют согласно ТУ 39-1230-87.

Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая . По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении – резко. Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью – экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.

Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.

Характер изменения от момента М при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым.

Значения при увеличении растут почти линейно, - несколько уменьшается, а возрастает по зависимости, близкой к квадратичной.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ

Птр

ТБ-172

ТБ-195

ТШ-195М1

ТШ-240

Д1-195

Расход рабочей жидкости, л/с

25-28

45-50

24-30

32-34

25-35

Перепад давления, МПа

2,85-3,5

2,9-3,6

6,5-10

5,5-6,2

3,9-4,9

Частота вращения вала, об/с

10,5-11,7

9,7-10,8

9,3-11,7

7,4-7,8

1,33-1,83

Крутящий момент, Н*м

559-687

714-882

1961-1060

2648-2991

3138-3726

Присоединительная резьба долото/БК

З-117/147

З-117/147

З-152/171

З-152/171

З-117/147

Диаметр, мм

172

195

195

240

195

Длина, мм

7940

8060

25870

23225

7700

Масса, кг

1057

1440

4745

5975

1350

Page 3

Контрольные, курсовые и дипломные работы! От лучших авторов!

Рейтинг:   / 1

Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.

      При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом , а нижняя, воспринимающая реакцию забоя- в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него – напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.

      Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части  БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.

      При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.

      Изгибающие нгрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения . действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.

      Аварии при роторном бурении происходят ,в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва,  материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии  при бурении с забойными двигателями происходят ,в основном, из-за прихватов ,неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.

Калькулятор расчета монолитного плитного фундамента тут obystroy.com Как снять комнату в коммунальной квартире здесь Дренажная система водоотвода вокруг фундамента - stroidom-shop.ru

oilloot.ru

Роторное бурение

Роторное бурение — распространённый способ создания скважин, при котором усилие на рабочую колонну подаётся с роторного вращателя. Буровые установки данной разновидности могут быть как стационарными, так и мобильными. В обоих случаях агрегатированные комплексы комплектуются вращателями роторного типа, что исключает передачу осевой нагрузки на буровой снаряд.

История возникновения метода

Метод бурения, при котором используется роторный вращатель, впервые был испытан в Соединённых Штатах в 80-х годах XIX века. Проходка осуществлялась лопастными долотами с постоянной подачей промывочной жидкости. Немногим позже подобную технологию применили на Кавказе: первая скважина, сделанная роторным буровым оборудованием, появилась там в 1902 году.

Стационарное и мобильное буровое оборудование

Используя полноразмерную стационарную буровую установку, можно получать скважины глубиной до 10 км, достигающие 70 см в диаметре. Чаще всего стационарное буровое оборудование такого рода применяется для проходки эксплуатационных скважин, однако в отдельных случаях может использоваться и для разведки глубоко залегающих месторождений.

Мини буровая установка на самоходной платформе ориентирована по большей части на разведку, так как ей не под силу преодолеть полуторакилометровый предел глубины. А вот что касается диаметра скважины, то он лишь немногим уступает стационарным установкам.

Комплект бурового оборудования

Оборудование для бурения скважин с применением роторного вращателя включает в себя буровую вышку и буровой снаряд.

Буровая вышка включает в себя:

  • двигатель;
  • вращатель роторного типа;
  • насосы поршневого типа;
  • вертлюг для подачи промывочного раствора;
  • талевая система;
  • очистное оборудование для промывочной жидкости.

Талевая система состоит из кронблока и крюка. Очистная система — из приёмного бака, гидроциклона (вращающийся элемент для разделения жидких субстанций), вибросита и желобов.

При стационарном размещении буровое оборудование может располагаться на площадке произвольно, главное соблюсти технический регламент. В случае с мобильными установками все элементы, кроме очистной системы, располагаются на передвижной платформе — прицепе или раме грузового авто.

Буровой снаряд включает в себя:

  • долото буровое;
  • ведущая штанга;
  • трубы с износостойкими муфтовыми соединениями на концах;
  • муфты и переходники;
  • вертлюг.

В зависимости от типа разбуриваемой породы и глубины проходки могут применяться стандартные или утяжелённые бурильные трубы.

Технологический процесс

Сердцем буровой установки является роторный вращатель, так как именно он приводит в движение бурильную колонну, а через неё опосредованно и породорарзрушающий инструмент. Сам же ротор приводится в действие ДВС или электромотором. Передача вращающего усилия осуществляется через вал. Таким образом передаваемое от двигателя усилие преобразуется во вращение ротора.

Погружаемая в грунт колонна состоит из множества труб, соединённых при помощи муфт. Их массы обычно хватает для подачи достаточной вертикальной нагрузки на породоразрушающий инструмент. Если буровое долото проворачивается вхолостую, в ход идут УБТ — утяжелённые бурильные трубы.

Вращаясь, долото дробит породу, выделяя при этом большое количество тепла. С повышением температуры данного инструмента уменьшается его износостойкость, поэтому долото необходимо постоянно охлаждать. Для этих целей используется промывочная жидкость. Она же освобождает скважину от раздробленной и измельчённой породы, вытесняя её через так называемое кольцевое пространство — пустую полость между внешней поверхностью бурильной колонны и внутренними стенками скважины. После прохождения сквозь очистную систему данная жидкость снова отправляется в забой.

По достижении определённой глубины скважину укрепляют обсадной колонной. Если этого не сделать, скважина будет подвержена просачиванию грунтовых вод и обрушению стенок. Кольцевое пространство заполняется цементом. Когда раствор затвердевает, проходку продолжают, но уже с долотом меньшего диаметра.

Смена породоразрушающего инструмента

Несмотря на тщательно просчитанную геометрию лопастей и армирование твёрдыми сплавами, долото буровое всегда будет самым изнашиваемым инструментом роторной буровой установки. Его регулярная замена — неотъемлемая составляющая рабочего процесса. Для этих целей используются так называемые «свечи» — блоки из нескольких труб. В зависимости от высоты буровой вышки и глубины скважины, длина свечи может варьироваться от 20 до 50 м. С целью упростить свинчивание, трубы оснащают замками с конической резьбой.

Области применения роторного бурения

Описанное в статье буровое оборудование может быть использовано для проходки скважин любых назначений как с отбором керна, так и без него. Оптимальным выбором для серийного бурения разведывательных скважин являются мини буровые установки, смонтированные на прицеп или в кузов грузового авто.

За последние 10 лет сфера применения роторных буровых установок существенно расширилась. Тому есть две причины: разработка и внедрение струйных шарошечных долот; появление мощных компрессоров и использование сжатого воздуха для очистки скважин от шлама. Но на этом развитие роторного бурения не останавливается: разработки в данной области ведутся постоянно.

www.anker-pk.ru


Смотрите также