Работа в разведочном бурении


Разведочное бурение

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Разведочное бурение является важнейшим средством поисков и разведки всех типов полезных ископаемых. В связи с этим будущие специалисты по поискам и разведке месторождении должны хорошо знать основы бурового дела и владеть различными способами бурения скважин, которые связаны с геологоразведочными работами.

Целью разведки с помощью буровых работ является взятия оптимального керна с месторождения с использованием современных способов бурения.

В данной работе рассматривается месторождение бокситов (основной источник алюминия в мире), способ проведения буровых работ на стадии предварительной разведки, приведены технико-технологические параметры бурового оборудования, а также технико-геологическое обоснование.

1. Обзор геолого-технических условий бурения

Таблица 1

Название породы

Интервал залегания, м.

Мощ-сть м.

Категория по буримости

Трещиноватость

Устойчивость

от

до

Глина бурая плотная

0

5

5

V

Трещиноватая

Неустойчивые

Известняк темно-серый полосчатый

5

253

248

VI

Слабо трещиноватые

Средне устойчивые

Известняк светло-серый (окварцованный)

253

403

150

IX

Слабо трещиноватая

Устойчивы

Известняк битуминоз-ный

403

435

32

V

Слабо трещиноватая

Средне устойчивые

Боксит

435

440

5

VI

Монолитные

Устойчивые

Известняк светло-серый

440

450

10

VI

Монолитные

Устойчивые

Породы слагающие первые 10 метров, являются неустойчивыми, требуется обсадка трубами, с установкой «направляющей» колонны для бурения, также осложнения присутствуют в интервале от 253 до 403 метров, что требует установки технической колонны с выходом на поверхность.

· Получить образцы (керн) породы ненарушенной структуры по всему стволу скважины, то обеспечивает высокую геологическую информативность результатов бурения

· Бурить скважины в породах любой твердости под любым углом (вертикальные, наклонные, горизонтальные, и восстающие из подземных выработок)

· Бурить породоразрушающими инструментами малых диаметров на большие глубины при наличии компактного и легкого оборудования с небольшими затратами энергии и средств.

Однако колонковое бурение имеет существенный недостаток, заключающийся в том, что на проведение спуско-подъемных операций с буровым снарядом, вызванных необходимостью отбора керна по всей глубине скважины, затрачивается около 30% времени то общих затрат времени на бурение скважины.

Также бурение ведется в породах одного типа, то требуются способы бурения высокой производительности, в частности вращательное.

Породы

Интервал бурения, м.

Категория по буримости

Диаметр коронки, наружный мм

Диаметр коронки, внутренний мм

Тип ПРИ

Глина плотная бурая

0-5

IV

95,6

*

HWT V-Ring-

Известняк темно-серый полосчатый

5-253

VI

75,3

58,5

NL series 2

Известняк светло-серый(окварцованный)

253-403

IX

75,3

58,5

NL series 2

Известняк битуминозный

403-435

V

75,3

58,5

NL series 1

Боксит

435-440

VI

75,3

58,5

NL series 1

Известняк светло-серый

440-450

VI

75,3

58,5

NL series 1

Типоразмер бурильной трубы(колоны)

Основные размеры

Основная длина трубы в сборе с соединениями

Трубы

Наружный диаметр

Внутренний диаметр

Вес Кг/m

Толщина стенок,мм

NQ

69.9

60.3

7.8

4,8

3000

Параметры

Значения параметров для труб

обсадных

Наружный диаметр и толщина стенки труб

93(5,0);

Наружный и внутренний диаметры ниппелей

93х83;

Характеристика резьбы труб и ниппелей

Одноупорная, цилиндрическая, трапецеидальная, шаг 4 мм, высота профиля 0,75 мм

Наружный диаметр резьбы (соотв.наружному диаметру труб и ниппелей)

93

Диаметр скважины, в которую опускаются трубы

96

Диаметр ствола скважины(максимальный) ниже обсадной колонны

96

Длина трубы

4000-6000

Кривизна труб, мм/м

Для труб диаметром 35-93 мм-0,7

Расчетная масса 1 м труб, кг, не более

12,8

Типоразмер снаряда

NWL (NQ)

Коронка

Внешний диаметр, мм

75,3

Внутренний диаметр, мм

47,6

Расширитель

Внешний диаметр, мм

76,7

Наружная труба

Внешний диаметр, мм

73,0

Внутренний диаметр, мм

60,3

Внутренняя труба

Внешний диаметр, мм

55,6

Внутренний диаметр, мм

50,0

Типоразмер снаряда

Описание

-

Колонковый снаряд 3 м (10')

-

Колонковый снаряд 1,5 м (10')

-

Керноприемник в сборе 3 м (10')

-

Керноприемник в сборе 1,5 м (10')

-

Верхняя часть керноприемника (ш\п узел)

1*

Коронка

2

Корпус кернорвателя

3

Кернорвательное кольцо

4

Упорное кольцо кернорвателя

5*

Расширитель

6

Стабилизатор внутренней трубы

7

Внутренняя труба 3 м (10')

Внутренняя труба 1,5 м (10')

8

Наружняя труба 3 м (10')

Наружняя труба 1,5 м (10')

9

Стопорный клапан

10

Стальной шар

11

Тавотница (пресс-масленка)

12

Колпак внутренней трубы

13

Самостопорящаяся гайка

14

Пружина подвески

15

Подшипник подвески

16

Шпиндельный центратор

17

Упорный подшипник

18

Регулировочнай шайба сигнализатора

19

Манжета сигнализатора

20

Шпиндель

21

Гайка шпинделя

22

Посадочное кольцо

23

Корпус стопоров

24

Основание стопоров

25

Пружинная шпилька

26

Стопор

27

Возвратный корпус стопоров

28

Пружинная шпилька

29

Переходная муфта

30

Пружинная шпилька

31

Пружина стопоров

32

Опора грибка

33

Релитовый переходник

34

Грибок

35

Пружинная шпилька

36

Поворотный шкворень грибка

37

Пружина шрибка

Вспомогательный и аварийный инструмент. Безопасный труборазворот DA512 является инновационным инструментом свинчивания и развинчивания штанг ССК. Это устройство предназначено для работы с любыми штангами стандартных размеров без замены зажимных кулачков на многофункциональных буровых станках, предназначенных для тяжёлых условий работы.

Ключи для развинчивания /свинчивания HEX25 и HEX32.

Переходник RP 452 для соединения бурильных труб с буровой коронкой, и колонковым снарядом

Лопастной стабилизатор с приваренными лопастями RP424. Лопастные стабилизаторы компании Sandvik обеспечивают более ровные стволы скважин и увеличивают скорость бурения при контроле искривления ствола скважины. Их применение сводит к минимуму количество скважин с нецилиндрической формой стенок.

Вкладыш ротора RP434. Вкладыши ротора компании Sandvik центрируют буровую трубу относительно скважины, предотвращают смещение коронки и колонн буровых труб и увеличивают срок службы коронок и колонн буровых труб. Строенная конструкция беговой дорожки шарикоподшипника увеличивает срок службы подшипника. По стоимости роторные вкладыши более эффективны, чем статические вкладыши.

Амортизирующие переводники RP-432. Амортизирующие переводники компании Sandvik понижают вибрацию при бурении.

5. Выбор бурового насоса

Буровой агрегат FMC AW11 представляет собой полностью гидрофицированную буровую машину.

Буровой насос FMC AW11

Максимальное давление-8,27 МПа

Максимальный расход-107 л/мин

Максимальная мощность-28,1 КВт

Максимальное количество оборотов-750 об/мин

6. Проектирование технологического режима бурения

Породы

Интервал глубин, м

Тип породо разрушающего инструмента

Значения режимных параметров

Осевая нагрузка на ПРИ, даН

Частота вращения, об/мин

Расход промывочной жидкости, л/мин

Глина плотная бурая

0-5

HWT V-Ring-

250

100

-

Известняк темносерый полосчатый

5-253

NL series 2

600

400

80

Известняк светлосерый (окварцованный)

253-403

NL series 2

820

600

65

Известняк битуминозный

403-435

NL series 1

580

420

70

Боксит

435-440

NL series 1

700

480

60

Известняк светлосерый

440-450

NL series 1

700

480

70

...
  • Проектирование конструкции скважины для разведки залежей угля. Определение свойств горных пород и геолого-технических условий; выбор бурового оборудования и способа бурения; расчет режимных параметров. Предупреждение и ликвидация аварий, охрана труда.курсовая работа [1,4 M], добавлен 20.02.2013

  • Геолого-технические условия бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор и обоснование способа бурения. Выбор бурового инструмента и оборудования. Проектирование технологического режима бурения. Мероприятия по предупреждению аварий в скважине.курсовая работа [927,4 K], добавлен 30.03.2016

  • Обзор 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

  • Проектирование разведочной скважины. Проработка целевого задания и геологических условий бурения. Выбор и обоснование способа бурения, конструкции скважины, бурового оборудования. Мероприятия по повышению выхода керна. Меры борьбы с искривлением скважин.курсовая работа [52,4 K], добавлен 07.02.2010

  • Геологическое строение месторождения Родниковое: стратиграфия, магматизм, тектоника. Геофизические исследования в скважинах. Технологические условия и цель бурения. Выбор конструкции скважины. Предупреждение и ликвидации аварий на месторождении.дипломная работа [127,4 K], добавлен 24.11.2010

  • Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Техника безопасности при проходке разведочных вертикальных горных выработок. Расчет параметров многоствольной скважины. Выбор и обоснование бурового оборудования. Тампонаж скважины.курсовая работа [634,5 K], добавлен 12.02.2009

  • Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Техника безопасности при проходке разведочных вертикальных горных выработок. Расчет параметров многоствольной скважины. Выбор и обоснование бурового оборудования.Тампонаж скважины.курсовая работа [419,4 K], добавлен 12.02.2009

  • Классификация 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 05.05.2014

  • Технологии проведения геологоразведочных работ и проектирование геологоразведочных работ. Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Выбор и обоснование проектной конструкции скважины. Расчет параметров многоствольной скважины.курсовая работа [224,7 K], добавлен 12.02.2009

  • Геологическое описание месторождения. Характеристика геологического разреза. Обоснование способа и режимов бурения. Проектирование конструкции геологоразведочной скважины. Выбор бурового инструмента и оборудования. Мероприятия по увеличению выхода керна.курсовая работа [58,3 K], добавлен 07.11.2013

revolution.allbest.ru

Бурение 1

1 ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА

Геологоразведочные работы (ГРР) - это первый и важнейший этап буровых работ на нефть и газ (и не только)

Целью этого этапа является выявление и комплексная оценка запасов исследуемых полезных ископаемых (нефть и газ, вода, руды и др.)

Однако, прежде чем производить оценку результатов ГРР, необходимо произвести параметризацию полученных данных

Параметризация учитывает следующие аспекты:

геологическое строение месторождения

его расположение в пространстве и связанные с ним рельефные условия

кол-во и кач-во полезных ископаемых

прогнозируемые условия эксплуатации месторождения (факторы, их обусловливающие)

Принято выделять 3 основных этапа ГРР на нефть и газ:

Региональный

Поисковый

Разведочный

ГРР осуществляются именно в такой последовательности, на каждом из этих этапов востребованы знания из смежных областей: геофизики, геохимии, гидродинамики и др.

Суть регионального этапа ГРР сводится к проведению региональных геолого-геофизических работ в две стадии:

стадия прогнозирования нефтегазоносности

стадия оценки зон нефтегазонакопления

Стадия прогнозирования нефтегазоносности концентрируется на осадочных бассейнах и связанных с ними частях, при этом выделяются литолого-стратиграфические комплексы, фациальные зоны, нефтегазоперспективные зоны и др.

Стадия оценки зон нефтегазонакопления фокусируется исключительно на нефтегазоперспективных и нефтегазонакопительных зонах, попутно выполняется количественная оценка перспектив нефтегазоносности, выделение наиболее крупных ловушек и др.

Также в рамках регионального этапа проводятся региональные аэрокосмофотосъемка, геофизическая и геохимическая съемка, построение региональных сейсмопрофилей, бурение опорных, параметрических и структурных скважин, проведение ГИС, изучение керна. Ресурсы оцениваются по категориям D1 и D2.

Поисковый этап сводится к обеспечению необходимых условий для прироста разведанных запасов нефти и газа, проводится в две стадии:

стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения

стадия поиска месторождений

Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения относится к отдельным площадям в пределах нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления, при этом устанавливаются условия залегания и другие геолого-геофизические свойства нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов, проводится выявление перспективных ловушек и их количественная оценка ресурсов в них и др.

В рамках этой стадии широко применяются геофизические методы исследований (гравимагнитосъемка, электро- и сейсморазведка)

Стадия поиска месторождений оперирует ловушками, подготовленными для поискового бурения. В ее рамках определяются геолого-геофизические свойства горизонтов и пластов, проводится подсчет запасов открытых залежей и др.

В течение этой стадии проводятся петрофизические исследования, анализируется керн.

Заключительный разведочный этап призван подготовить промышленные месторождения к разработке в течении следующих двух стадий:

стадия оценки месторождений

стадия подготовки месторождений к разработке

Стадия оценки месторождений обычно приурочена к открытым месторождениям и выявленным залежам и оперирует установленными характеристиками залежей для определения их промзначимости, установленными физико-химическими свойствами нефти и подсчитанным коэффициентом продуктивности скважин и др.

Стадия подготовки месторождений к разработке в целом повторяет стадию оценки месторождений, добавляя к ней интерпретацию геолого-геофизических материалов и детальное проведение площадных (сейсморазведка, структурное бурение) и скважинных геолого-геофизических работ.

К завершению разведочного этапа должны быть подготовлены данные по:

запасам нефти и газа

экономической эффективности проведенных работ

На настоящий момент в РФ финансирование ГРР может быть осуществлено как средствами федерального бюджета, так и частными инвесторами.

2 РАЗВЕДОЧНОЕ БУРЕНИЕ

Этап разведочного бурения следует после ГРР.

Под разведочным бурением на нефть и газ понимается бурение скважин всех известных типов (опорных, параметрических, поисковых и разведочных) буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения, роторным, турбинным способом и электробурами для региональных исследований, а также поисково-разведочных работ, связанных с разработкой нефтяных и газовых месторождений.

Разведочное бурение, в сущности, заключается в разработке и эксплуатации разведочной скважины. Разведочная скважина обычно бурится вертикально, то есть без заметного отклонения от места забуривания.

В самом общем виде, конструкцию разведочной скважины графически можно представить так:

В последние годы при разведочном бурении активнее остальных средств применяются электрические турбобуры.

В ходе разведочного бурения особая роль принадлежит буровому раствору.

Буровой раствор должен:

- снижать до приемлемого минимума скорость выпадения в осадок частиц выбуренной горной породы

- приводить в движение, снабжать энергией вращение турбобура

- охлаждать буровой долот

- характеризоваться определенным значением плотности, оптимальным для данных горно-геологических условий бурения

- предупреждать флюидопроявления и поглощения

- способствовать сохранению стойкости стенок ствола скважин

Прежде чем приступать к разведочному бурению, необходимо заранее определить его Объемы, а также разработать, согласовать и утвердить технический проект на строительство скважины.

Количественно объем разведочного бурения определяется как запланированный прирост запасов по категориям / принятая эффективность ГРР

Объемы разведочного бурения будут неизбежно расти и в связи с этим будут создаваться новые или наращиваться существующие производственные мощности предприятий разведочного бурения. Далее стартует фаза разбуривания месторождения добывающими, нагнетательными и другими скважинами.

3 ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ БУРЕНИЕ. ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ

3.1 ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ БУРЕНИЕ

Этап эксплуатационного бурения закономерно продолжает работу, начатую при бурении разведочном.

Эксплуатационному бурению предшествует комплексное обустройство участка бурения, сопряженное с развитием разведочного бурения.

При бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин используют специальные навигационные системы, отслеживающие местоположение долота.

Телеметрическая система установлена в компоновке низа бурильной колонны, именно он измеряет необходимые параметры и передает их наверх через буровой раствор

рис. 1 Типы профилей наклонно-направленных скважин

1 - вертикальный участок; 2 - участок набора угла наклона ствола;

3 - прямолинейный наклонный участок; 4 - участок снижения угла наклона ствола

Их последняя колонна способна входить в пробуренный ствол скважины под определенным углом и далее принимать горизонтальное положение, после чего увеличивается радиус контура питания, площадь дренируемой зоны и, как следствие - продуктивность скважины. В целом, у горизонтальных скважин дебит значительно выше, чем у вертикальных скважин.

3.2 ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ

После эксплуатационного бурения начинается процесс испытания скважины - ее освоение.

Главным в случае испытания эксплуатационной скважины считается процесс перфорации - операция, проводимая в скважине при помощи специальных стреляющих аппаратов с целью создания в обсадной колонне отверстий, служащих сообщением между скважиной и пластом-коллектором.

Заряд, вызываемый перфоратором, пробивает обсадную колонну и создает дополнительные трещины в нефтеносной породе.

4 ДОБЫЧА. ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА

4.1 ДОБЫЧА НЕФТИ

После проведения всех необходимых буровых работ наступает собственно процесс добычи нефти.

Условно принято выделять 4 его стадии:

1 стадия интенсивного освоения нефтяного месторождения

2 стадия максимального уровня добычи (выход на полку)

3 стадия падения добычи нефти

4 завершающая стадия разработки

Первые 3 стадии составляют основной период разработки. В это время отбирается 80-90% извлекаемых запасов нефти месторождения.

Длительность каждой стадии и объемы добычи нефти определяются проектной документацией на разработку месторождения.

1 стадия характеризуется:

- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 ¸ 2 % в год от балансовых запасов); - быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от максимального; - резким снижением пластового давления; - небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4-5 лет

2 стадия характеризуется: - более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти в течение 3-7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями; 1-2 года - при повышенной вязкости; - ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда; - нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2-3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%); - отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

- текущим коэффициентом нефтеотдачи h, составляющим к концу стадии 30 ¸ 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10 ¸ 15%.

3 стадия характеризуется: - снижением добычи нефти (в среднем на 10-20 % в год при маловязких нефтях и на 3-10 % при нефтях повышенной вязкости); - темпом отбора нефти на конец стадии 1-2,5 %; - уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи; -прогрессирующим обводнением продукции nв до 80-85 % при среднем росте обводненности 7-8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости; - повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50-60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20-30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- суммарным отбором жидкости 0,5-1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 -10 и более лет.

4 стадия характеризуется:

- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% ); - большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7-7 м3/м3); - высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%); - более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4-0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

- отбором за период стадии 10-20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин.

Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

4.2 ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА

Перед тем, как запустить процесс транспортировки нефти или создать необходимые условия для ее хранения, нефть подвергается промысловой подготовке.

Ее физико-химическая сущность состоит в обезвоживании и обессоливании подготовляемого вещества. Помимо этого проводится сепарация фракций и очистка нефти от механических примесей. Конечным результатом промысловой подготовки считается достижение стабилизации нефтяных фракций.

Промысловая подготовка выполнятся для:

обеспечения показателей установленного качества сырья на НПЗ и ГПЗ

с целью снижения влияния вредных компонентов нефти на срок службы МНП (магистральных нефтепроводов).

Графически, схему сбора и подготовки скважинной продукции на нефтепромысле можно представить так:

1 - нефтяная скважина

2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ)

3 - дожимная насосная станция (ДНС)

4 - установка очистки пластовой воды

5 - установка подготовки нефти

6 - газокомпрессорная станция

7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды

8 - резервуарный парк

5 ТРАНСПОРТИРОВКА И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ.

После стадии разведочного и эксплуатационных бурений, а также первичной промысловой подготовки следует этап Транспортировки нефтепродуктов или их хранения

5.1 ТРАНСПОРТИРОВКА нефти и нефтепродуктов осуществляется по:

магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам

различными видами транспорта: ж/д, автомобильным, воздушным, морским и речным

Непосредственно нефть и нефтепродукты транспортируют в наливных судах, ж/д и автомобильных цистернах с внутренним маслобензостойким и паростойким защитным покрытием, в железных и полимерных бочках, канистрах и др.

В бочках и канистрах перевозят небольшие объемы нефти и нефтепродуктов.

Бензин и светлые топлива перевозят в цистернах, оборудованных нижним сливом.

Вязкие топлива перевозят Ж/д цистернами и автоцистернами.

Смазочные материалы перевозят в полимерной таре, ж/д цистернах и автоцистернах, канистрах, бочках.

Емкости для перевозки смазочных материалов готовятся различно для 3-х главных групп, отличных по степени вязкости, температуре и др :

Масла турбинные

Автомобильные моторные масла

Масла трансмиссионные

Битумы перевозят в автомобильных и ж/д емкостях с подогревом, а также в таре из картона, бумаги, дерева.

В настоящее время наиболее популярным и безопасным материалом для транспортировки нефтепродуктов являются тары из полимерных материалов.

Таким образом, следующие группы нефтепродуктов качественно различаются по условиям транспортировки и хранения:

Огнеопасные и взрывоопасные жидкие нефтевещества: бензины, дизтоплива

Густые топлива (мазуты)

Смазочные материалы

Битумы

Основной транспортирующий агент нефти и нефтепродуктов - Продуктопровод.

Принято выделять 4 основных типа продуктопроводов:

1 Выкидная линия - по продуктопроводу данного типа сырая нефть или природный газ движутся от промысловой скважины до промысловых танков хранения или резервуаров

2 Промысловый магистральный трубопровод и фидерные линии - нефть и газ собирается из различных промыслов для последующей перекачки до центральных накопителей. Фидерные линии собирают нефть и газ из нескольких точек для доставки прямо в магистральный продуктопровод.

3 Магистральный продуктопровод - сырая нефть и природный газ движутся от нефтегазодобывающих районов до НПЗ, далее от НПЗ до нефтехранилищ и нефтераспределительных систем (НРС)

4 Магистральный нефтепродуктопровод - транспортируются жидкие нефтепродукты от НПЗ до нефтетерминалов, от нефтетерминалов до распределительных терминалов.

5.2 ХРАНЕНИЕ

Нефть и нефтепродукты хранятся в нефтехранилищах

Основные виды топлив хранят в металлических резервуарах с внутренними антикоррозионными покрытиями

Бензины и нефти следует хранить в резервуарах с плавающей крышей или понтоном или оборудованных газовой обвязкой в зависимости от условий эксплуатации резервуаров

Застывающие нефтепродукты следует хранить в резервуарах, оборудованных стационарными или переносными средствами обогрева

В настоящий момент, как и в случае с транспортировкой, в хранении металлические емкости вытесняются полимерными тарами.

Нефтепродукты в таре следует хранить на стеллажах, поддонах или в штабелях в крытых складских помещениях, под навесом или на спланированной площадке, защищенной от действия прямых солнечных лучей и атмосферных осадков.

6 ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ

Все буровые и транспортирующие работы завершаются этапом Переработки нефти.

Сырую нефть из скважины практически не используют в чистом виде.

Целью переработки является получение широкого спектра нефтепродуктов и сырья

Под переработкой понимают многоступенчатый процесс физико-химической обработки сырой нефти, этот процесс идет по 3-м основным направлениям:

топливное (переработка с целью получения моторных и котельных топлив)

топливно-масляное (дополнительное получение смазочных масел)

нефтехимическое (предусматривает производство сырья для нефтехимии)

Весь спектр нефтеперерабатывающих процессов идет на НПЗ - промышленном предприятии, специализирующемся на переработке нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ включает в себя процессы подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.

Процессы нефтепереработки делят на Первичные и Вторичные

Первичный блок включает в себя:

подготовку нефти

атмосферную перегонку

вакуумную дистилляцию

Вторичный блок состоит из процессов:

риформинга

гидроочистки

крекинга (каталитического и гидрокрекинга)

коксования

изомеризации

алкилирования

экстракции ароматики

neftegaz.ru

Организация буровых работ

Буровые работы представляют собой сложный циклический процесс, состоящий из простых производственных процессов, направленных на получение достоверной геологической информации. Бурение геологоразведочных скважин осуществляется на всех стадиях геологических исследований. На геолого-съемочных работах бурят картировочные скважины; на поисках МПИ – одиночные скважины для заверки геофизических, геохимических аномалий или для прослеживания на глубину рудных тел, вскрытых канавами; на стадиях оценки и разведки применяют сеть буровых скважин для оконтуривания и детального изучения рудных тел. При разведке сложных месторождений (с сильной изменчивостью рудных тел по мощности, простиранию, форме, качеству полезного ископаемого) бурение скважин производится в комплексе с поверхностными и подземными горно-разведочными работами.

Буровая скважина – горная выработка преимущественно цилиндрического сечения, характеризующаяся относительно малым диаметром по сравнению с ее протяженностью. Условно скважины глубиной менее 50-100 м относят к мелким, глубиной до 1000 м –к средним, более 1000 м – к глубоким и к сверх глубоким – более 6000 м. Диаметр скважины определяется наружным диаметром породоразрушающего инструмента. Различают скважины малого диаметра – менее 76 мм, среднего -93-151 мм и большого – свыше 151 мм. Поверхностное оборудование для бурения разведочных скважин представлено комплексом наземных сооружений, бурового, энергетического и вспомогательного оборудования, называемым буровой установкой. К наземным сооружениям, входящим в состав буровой установки, относятся буровая вышка (мачта), буровое здание, поверхностная циркуляционная (очистная) система и вспомогательные сооружения. Буровое оборудование представлено комплексом основных машин и механизмов, необходимых для бурения скважины, образующих буровой агрегат, в который входят буровой станок, буровой насос (или компрессор), приводные двигатели с трансмиссиями и пусковыми устройствами, средства механизации спускоподъемных операций и пр. К энергетическому оборудованию относятся передвижные электростанции, силовые трансформаторы и пускозащитная аппаратура. По транспортабельности все буровые установки разделяются на разборные (не имеющие собственной транспортной базы и перемещаемые частями), переносные разборные (перемещаемые вручную), передвижные (смонтированные на собственной транспортной базе и перемещаемые буксированием) и самоходные (смонтированные на самоходной транспортной базе). В РФ разработано 3 параметрических ряда буровых установок:

1. Установки для бурения на твердые полезные ископаемые – тип УКБ и СКБ.

2. Установки для бурения гидрогеологических скважин – тип УГБ.

3. Установки для бурения геофизических и структурно-поисковых скважин – тип УРБ.

По типу вращателя разделяют установки: со шпиндельным вращателем (включающим полый шпиндель и зажимной патрон для закрепления ведущей трубы и передачи осевой нагрузки буровому снаряду), с подвижным вращателем (с индивидуальным приводом, передающим осевую нагрузку буровому снаряду и перемещающемуся вдоль оси вращения), с роторным вращателем. (не передающим осевую нагрузку буровому снаряду) Буровые установки шпиндельногоряда предназначены для механического вращательного бурения пород средней и высокой твердости с использованием твердосплавных и алмазных коронок. Для этих установок характерны высокая частота вращения, возможность бурения под любым углом к горизонту. Основной недостаток – небольшая длина хода вращателя (0,5-0,6 м), после чего необходимо перекрепление. Основные типы установок этого ряда: для бурения скважин глубиной до 100 м – БСК и его модификации; до 300 м – УКБ 200/300С; до 600-800 м – СКБ-4, СКБ-5110, СКТО-65.

Буровые установки с роторным вращателем предназначены для бурения структурно-поисковых, гидрогеологических скважин в породах мягких и средних категорий, в основном без отбора керна. Типы установок – УРБ-2,5А, УРБ-3А2 и др.

Установки с подвижным вращателем предназначены, для бурения при скоростных режимах, без подъема буровых труб для извлечения керна, в основном с комплексами ССК, КССК, бурении с гидро- и пневмотранспортом керна. Станки этого ряда на 30-40% более производительны чем шпиндельные. Типы установок – СКБ-300, УКБ-12/25, УРБ-2А2 и др.

В практике геологоразведочных работ наиболее часто используются следующие виды бурения: вращательное колонковое (с отбором керна), вращательное бескерновое (сплошным забоем), ударно-механическое (ударно-канатное) – при поисках и разведке россыпей, шнековое.

Для организации бурения необходимо рассмотрение ряда вопросов, тесно связанных с техникой и технологией процесса бурения. К ним относятся: выбор способа бурения и обоснование конструкции скважины; выбор диаметров бурения, типов породоразрушающего инструмента и обоснование оптимальных технологических режимов; обоснование выбора типа и марки буровой установки, бурового, силового и вспомогательного оборудования; разработка схем организации труда на рабочем месте; обеспечение своевременного и четкого ведения первичной производственной организационно-технологической документации (геолого-технического наряда, бурового журнала, наряд-заданий, лимитно-заборной книжки и др.)

Структура производственного процесса бурения скважин.Основной рабочий процесс – собственно бурение скважины состоит из отдельных рейсов – отрезков рабочего времени, от момента подготовки бурового снаряда к спуску в скважину до окончания подъема снаряда. Баланс рабочего времени – распределение времени бурения скважины по отдельным видам работ и технологическим операциям. Он позволяет анализировать структуру и уровень затрат времени на бурение скважины. В балансе времени по роли или значению в технологической схеме сооружения скважины различают производительные и непроизводительные затраты времени. Производительные затраты времени Тпр - это время, технически необходимое для бурения скважины, включающее время на: собственно механическое бурение скважины (времени выполнения основной операции – углубки забоя) Ту; времени спускоподъемных операций Тспо, суммы времени вспомогательных операций в каждом рейсе Твсп (перекрепление, наращивание колонны труб, заклинка и срыв керна и др.); времени на крепление, тампонаж скважины и других вспомогательных процессов Ткр; времени на проведение исследований в скважине Тис; времени перевозки, монтаж и демонтаж на каждой скважине на участке работ Тмдп

Сумма времени всех рассмотренных рабочих процессов составляет производительное время:

Тпр = Ту + Тспо + Твсп + Ткр + Тис + Тмдп

Кроме времени выполнения перечисленных процессов, в баланс рабочего времени включаются время на выполнение технического обслуживания и текущего планово-предупредительного ремонта оборудования на участке – Трем, а также не планируемые, непроизводительные затраты времени в связи с различными нарушениями производственного процесса.: время простоев по организационным причинам – Тп , время ликвидации осложнений и аварий в скважине – Тла. Суммарное выражение фактического баланса рабочего времени:

Тбрв = Тпр + Трем. + Тп + Тла

При планировании буровых работ и составлении нормального баланса рабочего времени исключают время простоев и ликвидации аварий, свидетельствующее о плохой организации работ, время планово-предупредительных ремонтов определяется по нормативам. По окончании процесса бурения появляется необходимость проведения ряда процессов, сопутствующих бурению. К сопутствующим процессам относят затраты времени на транспортировку буровой установки с базы до участка и обратно, специальное ликвидационное тампонирование, установку на скважине различного оборудования (задвижек, превенторов); геофизические, гидрогеологические испытания и др.

Затраты на эти работы объединяются в понятие забалансовое время – Тзаб Сумма балансового и забалансового времени составляет время пребывания буровой установки на учете в геологической организации (календарное время) – Туч = Тбрв + Тзаб

Продолжительность бурения обычно выражают в станко-месяцах бурения, для чего календарное время, выраженное в часах, делят на продолжительность одного станко-месяца в часах (при непрерывной работе станка это в среднем 720 ч) Составление и анализ фактических балансов рабочего времени выполняется ежемесячно по каждой буровой бригаде, участку, буровой партии. При анализе этих материалов выявляют непроизводительные затраты времени, возможности по улучшению организации работ и повышению производительности труда.

Предыдущая19202122232425262728293031323334Следующая

Дата добавления: 2014-12-27; просмотров: 4543; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:

helpiks.org

Буровые установки разведочных работ

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕСПУБЛИКА УЗБЕКИСТАН

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ НАВОИЙСКИЙ

ГОРНО-МЕТАЛЛУРГИЧЕСКИЙ КОМБИНАТ

НАВОИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГОРНЫЙ ИНСТИТУТ

СБОРНИК ЛЕКЦИИ

по курсу

«Буровые установки разведочных работ»

Навоий - 2009

Сборник лекции по курсу «Буровые установки разведочных работ» / Тошов Ж.Б.- Навоий: НГГИ, 2009. - 52 с.

В работе приводятся общие сведения о технологии и техники буровых установках геологоразведочных работ, установки и способы бурения глубоких скважин. Назначения и принципы работы, конструктивные и кинематические схемы оборудований буровых комплексов

Методические указания предназначены для студентов направлений бакалавриата 5521400 - «Горная электромеханика».

Печатается по решению учебно-методического Совета Навоийского государственного горного института.

Рецензенты:

Заместитель главного

механика НГМК: Иргашев А.Х.

Декан Горного

факультета НГГИ Махмудов А.М.

Оглавление

Введение

Лекция №1. Введение. Общие сведение о технологии и технике бурения разведочных скважин

Лекция №2. Оборудования буровых комплексов разведочного бурения

Лекция №3. Оборудование для промывки и продувки скважин

Лекция №4. Установка для колонкового бурения

Лекция №5. Инструмент для колонкового бурения

Лекция №6. Буровые установки и станки с роторным вращателем

Лекция №7. Установки ударного действия

Лекция №8. Техническое обслуживание и эксплуатация бурового оборудования

Введение

Бурение скважин используют для решения разнообразных задач во многих отраслях народного хозяйства: при изысканиях площадок или трасс для строительства различных сооружений и дорог, сооружении подземных хранилищ газа, выполнении строительных работ и т.д., но наиболее широкое применение буровые работы находят при геологических исследованиях, поисках, разведке и добыче полезных ископаемых с целью обеспечения народного хозяйства минерально-сырьевыми ресурсами.

Современная техника и технология сооружения скважин достаточно сложна и многообразна, вследствие чего эффективное использование ее невозможно без глубокого знания теории и практики буровых работ. Достаточно сказать, что процесс сооружения скважин включает выполнение целого комплекса операции или видов работ, к числу которых относятся: строительные и монтажно-демонтажные работы; собственно бурение, включающее разрушение пород, удаление продуктов разрушения из скважин, крепление ее стенок, выполнение спускоподъемных и других вспомогательных операций; проведение исследований и специальных работ в скважинах, включающих борьбу с осложнениями, тампонирование, торпедирование или перфорирование стенок скважин, борьбу с искривлением или направленное бурение, устройство искусственных забоев или «мостов», установку фильтров и погружных насосов и др.

В соответствии с этим в учебном плане подготовки бакалавров по специальности «Горная электромеханика» предусмотрено изучение ряда профилирующих дисциплин, связанных с бурением геологоразведочных спускоподъемных и других вспомогательных операции; проведение исследований и специальных работ в скважинах, включающих борьбу с осложнениями, тампонирование, установку фильтров и погружных насосов и др.

В соответствии с этим в учебном плане подготовки бакалавров по специальности «Горная электромеханика» предусмотрено изучение ряда профилирующих дисциплин, связанных с буровыми установками геологоразведочных работ.

В соответствии с программой сборник лекции по дисциплине «Буровые установки разведочных работ» включает в себе: сооружение глубоких геологоразведочных скважин с применением вращательного, ударно-вращательного и ударного способов бурения, сооружение неглубоких скважин с применением ударного, вращательного и специальных способов бурения; проектирование работ при сооружении скважин.

Материалы в сборнике лекции излагается с учетом современного состояния техники и технологии бурения скважин и того, что студенты изучили дисциплины учебного плана: «Физика горных пород», «Разрушение горных пород при бурении».

Лекция № 1

ВВЕДЕНИЕ. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЕ О ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКЕ БУРЕНИЯ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН

План:

1. Общие сведение о технологии бурения разведочных скважин

2. Буровые установки

Цель: изучение студентов о технологии бурения разведочных скважин, и основные буровые установки разведочных работ.

Общие сведение и технологии бурения разведочных скважин

Буровой скважиной называется цилиндрической формы горная выработка глубиной более 5 м и диаметром более 75 мм.

По своему назначению буровые скважины подразделяют на геологоразведочные, эксплуатационные, технические (взрывные, водоразборные) и технологические (дегазационные, тампонажные, вентиляционные, водоотливные, водопонизительные и др.).

Геологоразведочные скважины (поисковые, структурные, картировочные и опорные) предназначены для поиска полезных ископаемых, определения пространственной формы залегания и. отдельных свит пород в земной коре, для выявления условий залегания и подсчета запасов и качества сырья в пределах разведуемого месторождения и геологических структур региона.

Эксплуатационные скважины предназначены для добычи, жидких (нефть, минеральные и термальные воды, питьевая вода) и газообразных полезных ископаемых.

Технические скважины служат различным техническим целям. Так, взрывные предназначены для размещения зарядов, взрывчатого вещества при производстве открытых и подземных работ, а также при сейсморазведке, водоразборные служат для добычи воды из водоносных горизонтов.

Технологические скважины выполняют различные функции: дегазация и ограждение подземных и открытых выработок отметана, притока воды в период эксплуатации; вентиляция выработок; тампонирование трещиноватых и пористых горных пород, и др.

Буровые установки

Бурение разведочных скважин различного направления осуществляют буровыми установками. Бурение скважины в горной породе осуществляют механическими и немеханическими способами с бескерновой и колонковой разработкой забоя. В первом случае породоразрушающий инструмент разрушает породу по всему забою, во втором - периферийную часть в форме кольца с оставлением в центре забоя нетронутой колонки, называемой керном. Бурение скважины производят буровой установкой.

Буровой установкой называют комплекс наземных сооружений, бурового и энергетического оборудования, используемый при проходке скважины. На рис. 1. показана самоходная буровая установка и схема размещения оборудования на площадке. На платформе 1 автомашины смонтированы дизель 2, коробка передач 3, лебедка 4, вращатель 5, мачта 6, контрпривод 7 для приведения в действие бурового насоса 8, генератор 9 с электрощитом 10. Канат 11 барабана лебедки удерживает на весу колонну бурильных труб 12 с колонковым набором 13. Телескопические домкраты 14 служат для подъема мачты, которая во время транспортирования находится на перекладине передней стойки 15. Рычаги 16, 17 служат для включения соответственно приводов ротора, лебедки и бурового насоса, рычаг 18 - для управления фрикционной муфтой лебедки. Резервуар 19 предназначен для промывочной жидкости, желоба 20 (металлические или деревянные) циркуляционной системы располагаются на площадке возле буровой установки. Рычаги 21, 22, 23, 24 включают соответственно фрикцион двигателя, тормоз лебедки, генератор и механизм передачи.

Буровые установки механизируют процессы разрушения породы в скважине (механическими или немеханическими способами), очистки забоя от разрушенной породы, транспортирования последней на поверхность и закрепления скважин обсадными трубами.

Буровые установки, основанные на механических способах приложения разрушающей нагрузки, разделяются на ударные, вращательные, ударно-вращательные, вращательно-ударные, вибрационные.

Установки механических способов бурения подразделяют:

по типу вращателя - на шпиндельные, роторные, забойные и подвижные;

по типу подачи - с гидравлической, дифференциальной, свободной и рычажной;

по транспортабельности - на самоходные, стационарные, передвижные и переносные;

по роду потребляемой энергии - на электрические, пневматические, гидравлические и комбинированные.

Установки, реализующие немеханические способы приложения разрушающей нагрузки, подразделяют на термические, взрывные, электроимпульсные и т. д. Все эти установки, кроме установок термического бурения, находятся в стадии изучения.

В отличие от рассмотренной стационарная буровая установка для колонкового бурения не имеет транспортной базы, она состоит из бурового станка, двигателя, насоса и буровой вышки или мачты. Собственно буровой станок является основным рабочим механизмом, с помощью которого бурится скважина путем механического воздействия на горную породу породоразрушающим инструментом. Буровой станок и остальное оборудование установки перемещаются отдельными блоками на универсальных транспортных средствах.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Передвижная установка имеет передвижное буровое здание, транспортную базу, в качестве которой используют колесный, гусеничный, санный ход или плавсредства, перемещаемые буксированием.

Переносные буровые установки перемещают вручную или вьюками.

При разведочном бурении преимущественно применяют самоходные и передвижные буровые установки.

Производству буровых работ, выбору технологии и параметров бурового оборудования и режима бурения предшествует составление геолого-технического задания (наряда) на бурение скважины.

Форма геолого-технического наряда на проходку скважины состоит из двух частей. В геологической части указывают проектный геологический разрез с литологическим описанием буримых пород и перечнем их горно-технологических показателей: категории буримости, абразивности, а также проектной глубины скважины, ее конструкции, диаметра бурения и т. д. В технической части наряда главное внимание уделяют конструкции буровой скважины, выбору бурового оборудования, режима бурения, дают рекомендации по выходу керна и геофизическим замерам в скважине.

Контрольные вопросы

1. Какие функции выполняют технологические скважины?

2. Какая горная выработка называется буровой скважиной?

3. Какие скважины предназначены для добычи жидких и газообразных полезных ископаемых?

4. Из каких основных частей состоит комплекс буровой установки?

5. Какие способы бурения имеется при механическом разрушении горных пород?

Литература

1. Радионов Н.С., Ганзен Г.А. и др. Горное и буровое оборудование М., «Недра» 1983 г.

2. Волков А.С. буровой геологоразведочный инструмент. М., «Недра» 1979г.

Допольнительные литературы

3. Куличихин Н.И., Родионов Н.С., Ганзен Г.А. Буровое оборудование. М., «Недра» 1973 г.

4. Володин Ю.Н. Разведочное бурение. М., «Недра» 1972 г.

5. Кирсанов А.Н., Зиненко В.П., Кардыш В.Г. Буровые машины и механизмы. М., «Недра» 1981 г.

6. Журналы («Горный вестник Узбекистана», «ТДТУ хабарлари», «Техника юлдузлари», «Горный журнал», «Горно-аналитический бюллетень», «Mining Journal», «Miming and Metallurgy», «Mining Technology»).

7. Сайты: http://www.msmu.ru/, http://msmu.ru/index.

Лекция № 2

Тема: ОБОРУДОВАНИЯ БУРОВЫХ КОМПЛЕКСОВ РАЗВЕДОЧНОГО БУРЕНИЯ

План

1. Буровые вышки и мачты.

2. Талевая система

3. Буровая лебедка

Цель: изучение студентов с областом применение, основными элементами, конструкциями буровых вышек и мачты, талевые система и буровые лебедки, и их принципами работы

Буровые вышки и мачты.

Вышками называются конструкции, имеющие не менее трех опор, воспринимающих полезную нагрузку, мачтами - конструкции с одной или двумя опорами.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вышки, по пространственной геометрической форме разделяющиеся на пирамидообразные и башенные, универсальны и пригодны для большинства существующих типов станков. Изготавливают их из профилированного металла и дерева.

Мачты по пространственной геометрической форме различаются на призматические, пирамидообразиые, А-образные и шестовые. Мачты чаще применяют в самоходных или передвижных установках. Изготавливают мачты только из металла.

Стационарные вышки устанавливают на фундаментных столбах, передвижные - на салазках.

Вышка разведочная ВР-24/30 (рис. 1) высотой 24 м и грузоподъемностью 30 т применяется при бурении разведочных скважин глубиной до 1600 м. Вышка представляет собой пространственную металлоконструкцию башенного типа, имеющую форму усеченной пирамиды. Ноги 1 вышки и подкосы 2 ворот выполнены из бесшовных труб диаметром 102 мм с толщиной стенки 6 мм. Ноги вышки соединены хомутами из листовой стали толщиной 10 мм. Пояса 3 трех нижних панелей и пояса под Полатями 4 изготовлены из 102-миллиметровых труб, толщина стенок которых равна 6 мм. Остальные пояса выполнены из труб диаметром 60 мм с толщиной стенки 5 мм. Диагональные тяги 5 трех нижних поясов выполнены из прутковой стали диаметром 24 мм, остальные - из прутковой стали диаметром 20 мм. Нижнее основание 6 представлено двумя полозьями, изготовленными из швеллеров, соединенных металлическими поясами. При опорной поверхности полозьев 3 м2 и рабочей нагрузке 30 т удельное давление на грунт составляет 0,1 МПа.

Вышка имеет маршевые лестницы 7 и переходные площадки 8 для обслуживания кронблока 9 и стояка.

Талевая система

Талевая система буровой установки предназначена для выполнения спуско-подъемных операций, поддержания на весу колонны бурильных или обсадных труб и производства в скважине ловильных работ (ликвидация аварий). В состав талевой системы входят неподвижный кронблок, подвижный блок, крюк для подвешивания груза, канат и приспособление для крепления неподвижных концов каната.

Кронблок является неподвижной частью талевой системы. Он устанавливается на верхней площадке буровой вышки пли мачты. Кронблок имеет сварную раму, на которой монтируются канатные шкивы.

Кронблок типа БИ-249 предназначен для буровых установок номинальной грузоподъемностью 10 - 30 т. Конструктивно кронблоки этого типа отличаются числом и диаметром канатных шкивов, прочностью рамы и опор шкивов. Кронблок (рис. 2. а) состоит из рамы 1, канатных шкивов 2, вспомогательного блока 3 и предохранительного кожуха 4. Число роликов и грузоподъемность кронблока выбираются по максимальному усилию на крюке.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Талевый блок является подвижной частью талевой системы и так же как и кронблок предназначен для выполнения спуско-подъемных операций. Он подвешивается к шкивам кронблока на канате. Подобно кронблокам талевые блоки состоят из одной или нескольких секций (блоков). Односекционные (с одним, двумя шкивами) талевые блоки, как имеющие меньшие массу и габариты, получили в буровых установках геологоразведочного назначения преимущественное применение.

В конструкциях талевого блока рассчитывают оси, диаметр шкива на прочность, нижние подвески блока, пальцы и подшипники. Диаметр шкивов Dm (роликов) талевого блока и кронблока выбирают по эмпирическим соотношениям

или

где дn - диаметр проволоки каната, мм; dк - диаметр каната, мм; kз.п= 2,7ч4 - коэффициент запаса прочности каната.

Талевые блоки типа БИ предназначены для работы с комплектом механизмов БИ-249. Устройство двухшкивного талевого блока показано на рис. 3. Он состоит из соединенных болтами щек 1, оси 2 и двух роликов 3, установленных на подшипниках 4. Как и в любом талевом блоке, нижняя ось 5 служит для подвижного крепления штропа крюка. Талевые блоки с одним-двумя шкивами используют в легких установках разведочного бурения.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Буровая лебедка

Буровая лебедка является одним из основных механизмов в оборудовании буровой установки. Она служит для производства спуско-подъемных операций, удержания на весу и регулирования подачи колонны бурильных труб с инструментом, а также для выполнения монтажно-демонтажных работ на буровой.

В станках ударного бурения не используют для долбления, в установках вращательного бурения на нефть и газ - для свинчивания и развенчивания свечей, а иногда и для передачи вращения ротору.

Механизация операций достигается достаточным диапазоном скоростей навивки каната на барабан лебедки, его размерами, канатоемкостью и гарантированной грузоподъемностью лебедки. Буровые лебедки имеют жесткую раму с валами, барабан для наматывания талевого каната, тормозное устройство и приводную часть с зубчатыми или цепными передачами, осуществляющими кинематическую связь валов с коробкой скоростей и двигателем. В установках разведочного бурения они являются неотъемлемой частью бурового станка.

Лебедки тяжелых установок выполнены отдельными агрегатами. В современных станках колонкового бурения преимущественно применяют лебедки двух типов: планетарные и фрикционные.

Конструкции планетарных лебедок подразделяют: по расположению тормозных шкивов относительно барабана лебедки - с односторонним и двусторонним расположением шкивов; но расположению осей сателлитов: в торце барабана лебедки и в пусковом шкиве лебедки (наиболее распространены).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

В планетарной лебедке с двусторонним расположением тормозных шкивов (рис. 4, а) планетарные шестерни (сателлиты) 1 посажены на оси 2, запрессованные в шкиве 3 барабана лебедки 4. Вращение от коробки через шестерни 5, 6 и солнечную шестерню 7 передается сателлитам 1. При замедлении вращения венцовой шестерни внутреннего зацепления 8, закрепленной на диске тормоза подъема 9, блок сателлитов перекатывается по венцовой шестерне и вращает барабан лебедки. Последний наматывает талевый канат, производящий подъем инструмента. При спуске инструмента в скважину диск подъема 9 растормаживают. Скорость спуска инструмента регулируют тормозом 10. Лебедки применяют в станках типов ГП-1, ЗИФ.

Более компактное исполнение планетарной лебедки нового типа с односторонним расположением тормозных шкивов реализовано в станках семейства УКБ (УКБ-50/100, УКБ-200/300 и др.), которые выпускают в соответствии с ГОСТ 7959 - 74.

Барабан 1 (рис. 4, б) лебедки на шарикоподшипниках свободно посажен на пустотелый вал 2, внутри которого размещается раздаточный вал 3, соединенный одним концом с коробкой передач станка, а другим - с зубчатой полумуфтой 4 вращателя станка. Включение барабана на подъем осуществляется тормозом подъема 6 с помощью планетарной передачи. Спуск инструмента и остановка барабана осуществляются тормозом спуска 5.

Достоинства лебедки: плавность и широкий диапазон изменения скоростных и нагрузочных характеристик узлов механизма привода бурового станка, компактность и простота конструкции, высокий к. п. д.

Фрикционные лебедки применяют в основном в установках типов УРБ-2А (ЗАМ), 13А-15Н, 2Б-15Н с роторным или подвижным вращателями или в станках ударного бурения УГБ-ЗУК (4УК), БУ-20-2М и выполняются по двум схемам: с дисковым (рис. 5, а) или коническим (рис. 5,б) фрикционом.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

В однобарабанной лебедке с дисковым фрикционом (см. рис. 5,а) вращение валу 1 лебедки передается от коробки передач через двухрядную цепную передачу 2 и звездочку 3. Барабан 4 вращается с помощью фрикционной муфты 5, вмонтированной в тормозной шкив барабана. Ленточный тормоз 6 обеспечивает подачу бурового снаряда на забой по мере углубления. На левом конце вала лебедки расположена катушка 7 для подталкивания грузов в пределах буровой установки.

Достоинства лебедок: простота конструкции, легкость разматывания каната независимо от нагрузки па крюке, возможность получения высокой грузоподъемности

Контрольные вопросы

1. Какая конструкция называется вышкой?

2. Чем различается мачта от вышки?

3. Основные параметры и узлы вышек?

4. Какое оборудование служит для спускоподъемных операций?

5. Расскажите конструкцию планетарных лебедок?

Литература

1. Радионов Н.С., Ганзен Г.А. и др. Горное и буровое оборудование М., «Недра» 1983 г.

2. Волков А.С. буровой геологоразведочный инструмент. М., «Недра» 1979г.

Допольнительные литературы

3. Куличихин Н.И., Родионов Н.С., Ганзен Г.А. Буровое оборудование. М., «Недра» 1973 г.

4. Володин Ю.Н. Разведочное бурение. М., «Недра» 1972 г.

5. Кирсанов А.Н., Зиненко В.П., Кардыш В.Г. Буровые машины и механизмы. М., «Недра» 1981 г.

6. Журналы («Горный вестник Узбекистана», «ТДТУ хабарлари», «Техника юлдузлари», «Горный журнал», «Горно-аналитический бюллетень», «Mining Journal», «Miming and Metallurgy», «Mining Technology»).

Лекция № 3

Тема: ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОМЫВКИ И ПРОДУВКИ СКВАЖИН

План

1. Общие сведения об оборудованиях для промывки и продувки скважин

2. Буровые насосы.

3. Компрессоры

4. Способ промывки скважины

Цель работы: ознакомление студентов основными узлами и оборудованиями для промывки и продувки скважин.

Общие сведения об оборудованиях для промывки и продувки скважин. Буровым насосом называется машина, преобразующая механическую энергию, приложенную к его валу, в энергию жидкости для подачи и промывки буровой скважины. Основными параметрами насоса являются: подача, т.е. количество промывочной жидкости, нагнетаемой в единицу времени в скважину, максимальное давление, высота всасывания и его гидравлическая мощность. При колонковом бурении применяют в основном плунжерные насосы одинарного действия и поршневые насосы двойного действия.

Принцип действия поршневого и плунжерного насосов основан па вытеснении жидкости из цилиндра поршнем (плунжером), совершающим возвратно-поступательное движение.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

В плунжерном насосе (рис. 1,а) рабочим элементом является плунжер 2, изготовленный из высококачественной стали. Он представляет собой полый открытый сверху цилиндр, сопрягающийся с сальниковым уплотнением цилиндра 1 в гидравлической части корпуса насоса. В этом насосе одинарного действия жидкость нагнетается только во время прямого хода плунжера, при его обратном ходе - жидкость всасывается.

В поршневом насосе (рис. 1,б) за один оборот коленчатого вала поршень 2 совершает два хода и, следовательно, всасывание и нагнетание жидкости повторяется по 2 раза, поэтому такие насосы называются насосами двойного действия. Возвратно-поступательное движение плунжер (поршень) получает от кривошипно-шатунного механизма или эксцентрикового вала, вращение которому передается от входного вала-шестерни.

Буровые насосы

Буровые насосы с механическим приводом, основные параметры которых указаны в ГОСТ 19123-80, обеспечивают циркуляцию промывочной жидкости в скважинах глубиной до 2000 м при колонковом вращательном бурении различным породоразрушающнм инструментом, а также гидроударными машинами. Разведочные буровые установки комплектуются насосами с расходом от 20 до 120 л/мин (плунжерные) и 220 до 1000 л/мин (поршневые) при максимальном давлении на выходе от 1,6 до 16 МПа и мощности привода от 1,5 до 75 кВт. Для глубокого бурения применяют в основном двухцилиндровые поршневые насосы с подачей 240-2100 л/мин при Р0=0,4ч35 МПа и мощностью до 700 кВт.

Все буровые насосы в насосные установки имеют приводной и гидравлический блоки и общую раму (салазки).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Насосная установка НБЗ-120/40 с горизонтальным расположением плунжеров предназначена для промывки скважин чистой оборотной водой и растворами, содержащими твердые частицы размером до 2 мм. Насосная установка (рис. 2), смонтированная на общей раме 1, включает в себя насос 2 и приводной блок 3 с электродвигателем 4, фрикционом 5, коробкой скоростей 6 и высокоэластичной муфтой 7.

Компрессоры (их устройство см. в первом разделе) используют так же для подачи сжатого воздуха в скважину при бурении с продувкой. В зависимости от условий и способа бурения компрессор должен нагнетать сжатый воздух при определенных значениях подачи (расходе) и давления, чтобы преодолеть сопротивление его движению в скважине.

Ниже приведены основные расчетные формулы расхода (подачи) и давления воздуха для выбора типа компрессорной установки при бурении скважин с продувкой.

При вращательном бурении твердосплавным инструментом подача Q (м3/мин) воздуха компрессором для очистки забоя от шлама рассчитывают по формуле

,

где D и d -- соответственно диаметр скважины и наружный диаметр бурильной трубы, м; kB -- коэффициент, учитывающий уменьшение подъемной силы воздуха с ростом глубины скважины; для глубины 200 м /гв = 1,05; для 500 м -- 1,11; для 1000 м--1,22.

Скорость v (м/с) восходящего потока воздуха в кольцевом зазоре между стенками скважины и колонной бурильных труб (D2--d2)n/4 равна

где 4,8 - коэффициент пропорциональности; k= 1,1ч1,3- коэффициент увеличения скорости воздушного потока для выноса частиц породы; dm - диаметр шара (м), равновеликий по объему частицам выбуренной породы (dш =0,001ч0,002 м - для твердых пород, 0,003-0,004 м - для глин, разрушенных пород); гп - удельный вес породы, Н/м3.

Практикой установлены значения: х=10ч12 м/с - для кольцевой формы разрушения забоя и х=15ч20 м/с - для сплошной (бескерновое бурение).

При бурении погружными пневмоударниками в скважину необходимо нагнетать 7-8 м3/мин сжатого воздуха. Скорость восходящего потока должна быть в пределах 18-20 м/с, а давление 0,6-0,7 МПа.

С ростом глубины скважины давление Р (МПа) сжатого воздуха растет по линейной зависимости P = qL + Р1 + Р2, где Р2 - перепад давления в пневмоударнике.

При проходке скважин в высокогорных районах расход воздуха (подача компрессора) должен быть увеличен на 15-30 % в связи с уменьшением плотности воздуха.

Способы промывки (продувки) скважин

Обвязка объединяет взаимоувязанное всеми параметрами оборудование, используемое для транспортирования бурового шлама от забоя к устью скважины

В распространенной практике бурения вращательными установками п установками с забойными буровыми машинами обвязка включает в себя всасывающую, нагнетательную и сливную линии.

Всасывающая линия предназначена для подачи промывочной жидкости от приемника к насосной установке. Эта линия представлена гибким рукавом н фильтром с приемным клапаном. Для геологоразведочных буровых насосов разработаны конструкции всасывающих линий ЛВ-50, ЛВ-75 и ЛВ-100 с диаметром внутреннего рукава соответственно 50, 75, 100 мм н массой 25, 45 и 65 кг при длине рукавов 8,2, 8,3, 8,4 м. Всасывающий трубопровод буровых насосов для промывки глубоких скважин монтируется из обсадных труб и резинотканевых рукавов большого диаметра. Приемный клапан-храпок устанавливается на конце приемного трубопровода. Он служит для удержания раствора в рукаве при заливке и предохранения насоса от попадания посторонних частиц. Суммарная площадь всех отверстий сетки храпка должна в 3 раза превышать площадь сечения приемного трубопровода.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Нагнетательная линия осуществляет подачу промывочной жидкости под давлением от насоса к буровой колонне. Она состоит из металлического трубопровода и резинотканевого рукава, вмонтированных в сеть, компенсатора, пусковой задвижки с пультом управления (при глубоком разведочном бурении установками роторного бурения), стояка и вертлюга. Буровые шланги предназначены для подачи промывочной жидкости от стояка к вертлюгу. Их изготавливают из резины и многослойного тканевого каркаса, обеспечивающих плотность, эластичность и прочность шлангу. Компенсаторы (воздушные колпаки) применяют для выравни-вания пульсации жидкости в сливной линии.

В бурении приме-няют пневматические компенсаторы. Компен-сатор устанавливают на нагнетательном патрубке насоса. Это устройство представляет собой блок воздушных колпаков, сообщающихся между собой, с выкидном насоса и нагнетательной линией. При колонковом бурении для сохранения насоса и трубопровода от разрушения в нагнетательной линии устанавливают предохранительные клапаны

В состав сливной линии входят приемные желоба и резервуары для очистки и приготовления промывочной жидкости. Контроль режима работы циркуляционной системы осуществляют по показаниям манометра или измерителя давления (МИД-1, МИД-1А) и расходомера промывочной жидкости (ЭМР-2, ЭМР-10, ЭМР-5, РПЛ-1).

Масловлагоотделители, шламоуловители, батарейные холодильники включаются в схему обвязки оборудования соответственно для сбора масла, влаги, пылеподавления и искусственного охлаждения сжатого воздуха при бурении с продувкой.

Способ промывки скважины и соответствующая ему обвязка оборудования зависят от конструкции скважины, геологической структуры и свойств буримых пород. Различают прямой, обратный и комбинированный способы промывки.

На рис. 3 показана схема обвязки бурового оборудования при прямом способе промывки. Промывочная жидкость из зумпфа 1 насосом 2 нагнетается в колонну бурильных труб 3, охлаждает инструмент 4, захватывает с забоя 5 частицы разрушенной породы и, поднимаясь по кольцевому пространству, достигает устья скважины и выливается в желоб в циркуляционной системы, где и происходит очистка раствора отчастиц бурового шлама. При обратном способе промывки (рис. 4, а) насос 1 нагнетает раствор к забою по кольцевому пространству 2 между бурильными трубами 3 и станками скважины 4. Очищая забой от разрушенной породы, промывочный раствор поступает внутрь колонковой трубы 5 и обогащенный шламом по внутреннему каналу колонны бурильных труб достигает вертлюга-сальника 6. Из сливного рукава 7 промывочный раствор поступает в систему желобов 8 и отстойников 9.

При комбинированном способе промывки глинистый раствор над колонковой трубой движется по схеме прямой промывки, а в колонковом снаряде - по схеме обратной промывки. Для создания обратной циркуляции в призабойной части скважины всегда используется жидкость, а в верхней части может быть применен как жидкий, так и газообразный агент. Изменение направления раствора в призабойной части скважины достигается с помощью специальных технических устройств, преобразующих движение промывочной жидкости. Наиболее распространенными техническими устройствами, обеспечивающими комбинированную циркуляцию очистного агента в скважине, являются конструкции снарядов: эжекторных (струйные насосы), эрлифтных типа КОЭН и паксрных.

При бурении скважин с продувкой (рис. 4, б) устье скважины герметизируют и восходящий поток воздуха пропускают через шламоуловитель или конец рукава, который опускают в резервуар с водой.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

В практике разведочного бурения способ прямой промывки имеет преимущественное распространение.

Контрольные вопросы

1. Какие оборудования применяется для промывки и продувки скважин?

2. Какие параметры являются основным для бурового насоса?

3. Основные принципы работы и различие между поршневым и плунжерным насосом?

4. Какая должна быть скорость восходящего потока при бурении скважин?

5. Какие способы имеются при промывки и продувки скважин?

Литература

1. Радионов Н.С., Ганзен Г.А. и др. Горное и буровое оборудование М., «Недра» 1983 г.

2. Волков А.С. буровой геологоразведочный инструмент. М., «Недра» 1979г.

Допольнительные литературы

3. Куличихин Н.И., Родионов Н.С., Ганзен Г.А. Буровое оборудование. М., «Недра» 1973 г.

4. Володин Ю.Н. Разведочное бурение. М., «Недра» 1972 г.

5. Кирсанов А.Н., Зиненко В.П., Кардыш В.Г. Буровые машины и механизмы. М., «Недра» 1981 г.

6. Журналы («Горный вестник Узбекистана», «ТДТУ хабарлари», «Техника юлдузлари», «Горный журнал», «Горно-аналитический бюллетень», «Mining Journal», «Miming and Metallurgy», «Mining Technology»).

Лекция - 4

Тема: УСТАНОВКИ ДЛЯ КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ

План

1. Основные узлы и механизмы

2. Вращатели и механизмы подачи

3. Гидросистема буровых станков

4. Коробки передач буровых станков

Цель: ознакомление студентов основными узлами и механизмами установок для колонкового бурения.

Основные узлы и механизмы. Установки колонкового бурения включают комплекс оборудования (буровой станок, двигатель, насос, буровая вышка или мачта), технологически увязанного своими параметрами с параметрами скважин.

Буровой станок -- это машина, оснащенная вращателем, с помощью которого с поверхности через колонну бурильных труб мощность передается инструменту для разрушения породы в забое скважины.

Станок колонкового бурения состоит из следующих основных узлов: вращатель, лебедка, гидросистема, механизм подачи бурового инструмента, коробка передач, главный фрикцион для включения и отключения станка от двигателя, пульт управления с контрольно-измерительной и сигнальной аппаратурой (КИП).

Вращатель предназначен для передачи вращения буровому снаряду.

Лебедку применяют для осуществления спуско-подъемных операций.

Гидросистема станка используется в большинстве станков колонкового бурения для регулирования подачи бурового снаряда, работы зажимных патронов, перемещения станка вдоль рамы, свинчивания и развинчивания бурильных труб и др.

Механизм подачи используют для регулирования осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент в процессе углубкп скважины.

Коробка передач предназначена для регулирования частоты вращения и скорости подъема бурового снаряда.

Главный фрикцион служит для включения и отключения станка от двигателя.

Пульт управления с КИП применяют для регулирования и контроля параметров режима бурения, которые могут изменяться бурильщиком.

Все эти узлы, механизмы и энергосистемы монтируются на станках и рамах станка.

Буровые станки классифицируют:

- по типу механизма подачи - с рычажной, дифференциально-рычажной, дифференциально-винтовой, гидравлической подачей. В некоторых станках неглубокого бурения реализована комбинированная рычажно-дифференциальная подача и подача с барабана лебедки (роторные станки);

- по транспортабельности - на стационарные (блочные, разборные), самоходные и передвижные.

Вращатели и механизмы подачи

Вращатель - основной рабочий механизм бурового станка. С его помощью передают скорость вращения, крутящий момент, осевое усилие и скорость подачи буровому снаряду на забой скважины. Конструкция вращателя представляет собой редуктор, преобразующий вращение из горизонтальной плоскости в вертикальную.

Вращатели бывают трех типов: шпиндельные, роторные и подвижные.

Шпиндельным вращателем оснащаются станки установок унифицированного ряда УКБ, станки типов СБА, ЗИФ и др.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Элементы шпиндельного вращателя (рис. 1, а): полый шпиндель 1 с зажимными патронами 2 и 3, полая втулка 4 и угловой редуктор 5. Основным элементом конструкции является шпиндель (круглый, шестигранный или шлицевой). Кинематический связанный с блоком отбора мощности бурового станка шпиндель воспринимает и передает буровой колонне нагрузки, предельные значения которых и определяют напряжения в отдельных его элементах.

Роторным вращателем оснащаются установки типов УРБ-2А, УРБ-ЗАМ, 1БА-15 и др., предназначенные для бурения вертикальных и слабонаклонных скважин.

Роторный вращатель (рис. 1, б) состоит из углового конического редуктора 1, фигурной втулки 2, вкладыша 3 и ведущей трубы 4.

Основное достоинство - в простоте конструкции и большом ходе подачи. Недостатки: затруднено регулирование осевой нагрузки на буровой инструмент при небольшой глубине скважины, при наращивании необходимо отрывать буровой инструмент от забоя, что приводит к разрушению керна.

Подвижным вращателем оснащаются передвижные установки типа УПБ-2, портативные буровые станки типов Д-10, ВС-СГГ, ПВБСМ-15, БСК-2М-100 и др.

Достоинства: возможность применения различных способов бурения (вращательного и ударно-вращательного); отсутствие ограничения по диаметру бурильных и обсадных труб, облегчение механизации спуска.

Получили распространение две схемы монтажа подвижных вращателей: на направляющих стойках (рис. 1, в) и на штоках (или на цилиндрах) механизмов подачи (например, в станках БСК-2М-100, БСК-2В-100).

Подвижный вращатель (см. рис. 1, в) состоит из индивидуального двигателя 1 с вращателем, понижающего редуктора 2, бурильной трубы 3, гидроцилиндров подачи 4 и направляющей стойки 5.

Гидросистема буровых станков

Под гидроприводом, обычно отождествляемым с понятием «гидросистема», понимается совокупность устройств, передающих энергию путем использования жидкости под давлением. Гидропривод буровых станков состоит из источника расхода жидкости, которым в большинстве случаев служит насос-гидродвигатель вращательного движения, жидкостные магистрали (гидролинии или гидросети), агрегаты управления с контрольно-измерительными приборами.

В гидросистемах буровых установок и станков самыми распространенными рабочими органами являются гидравлические силовые цилиндры (гидроцилиндры двустороннего действия) вращателей шпиндельного типа и силовые цилинды (одностороннего действия) подъемных и передвижных механизмов.

В качестве рабочей жидкости гидросистем буровых станков применяют минеральное масло. Оно должно быть маловязким в широком температурном диапазоне, отличаться устойчивостью против окисления, не содержать смолистых осадков, нарушающих работу гидросистемы.

Гидропривод станков применяют для осуществления подачи и регулирования нагрузок на буровом снаряде. Кроме того, гидросистему станка используют при подъеме и опускании мачты и перемещении станка вдоль рамы. Гидропривод служит также для перемещения и установки станка над устьем скважины перед опусканием бурового снаряда на забой. От гидросистемы также работают зажимные патроны шпинделя.

Основными узлами гидропривода являются маслонасосы шестеренные (зубчатые), рассчитанные на давление до 3 МПа и лопастные - на давление до 7,5 МПа, маслобак, распределительные краны, напорный и сливной трубопроводы, подключенные к пульту управления с контрольно-измерительной аппаратурой для управления работой гидроцилиндрами подачи бурового снаряда и перемещения станка.

Гидронасосы приводятся в действие клиноременной передачей или шестеренной передачей от коробки передач бурового станка или от индивидуального двигателя, как, например, у станков СКБ-4, ЗИФ-1200МР. Применяемые для этой цели насосы отличаются простотой устройства, малым числом деталей, надежной работой и равномерностью подачи масла.

На рис. 2, а показана схема работы масляного насоса. При работе насоса шестерни 1 и 2 вращаются в направлениях, показанных стрелками. Масло, поступающее к насосу по каналу 3, заполняет впадины между зубьями шестерен и переносится к отводящему каналу 4 и далее в нагнетательную линию.

Насосы пластинчатые представляют собой объемную ротационную машину одно- или многократного действия.

В пластинчатых насосах однократного действия (рис. 2,б) ротор 1 с лопатками 2 вращается вместе с валом, посаженным с эксцентриситетом е относительно статора 3. Поступающая из окна А всасывающей гидролинии в пазы между соседними лопатками рабочая жидкость через окно Б вытесняется в напорную гидролинию. Одновременно жидкость поступает под лопатки (в полость В) ротора и прижимает их к поверхности статора.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

В пластинчатых насосах двукратного действия (рис. 2,в) рабочая жидкость всасывается на участках 1 - 8 и 5 - 4, а на участках 7 - 6 и 3 - 2 она подается в напорную гидролинию. Остальные участки - переходные. Таким образом, за один оборот ротора насос дважды подает жидкость в напорную гидролинию.

Коробки передач буровых станков

Коробка передач предназначена для регулирования частоты вращения основных исполнительных органов буровой установки - вращателя и лебедки, с тем, чтобы их режим работы соответствовал условиям технологического процесса бурения. У большинства современных станков вращательного бурения на твердые полезные ископаемые используют коробки с зубчатыми передачами, которые ступенчато меняют частоту вращения. Диапазон ступенчатого регулирования и число частот (скоростей) вращения определяют передаточным числом между первичным и выходным валами коробки передач. Вал коробки, соединяющийся с двигателем или его трансмиссией, называют ведущим. Вал, передающий вращение исполнительному механизму, называют ведомым. Валы, находящиеся между ведущими и ведомыми, называются промежуточными. В буровых станках получили распространение трех-, шести- и более скоростные коробки передач. Коробка передач с тремя - пятью скоростями и механизмом их переключения не являются сложными. Как правило, их изготавливают в едином литом или сварном корпусе.

Большинство современных многоскоростных станков с шестью, десятью скоростями переключений имеют основную коробку передач и дополнительный редуктор. Установленный до или после основной коробки передач редуктор составляет с ней единую кинематическую цепь. Он позволяет также в случае необходимости исключить передачу высоких частот вращения на лебедку станка. В буровых станках легкого типа находят применение автомобильные коробки передач. В разрабатываемых станках бесступенчатое регулирование частот вращения основных исполнительных органов достигают использованием тиристорных преобразователей.

Коробка передач базовой модели установки УКБ-50/100 расположена на верхних балках рамы бурового станка. Она имеет два диапазона скоростей вращения шпинделя: первый диапазон - 155, 325, 590 и 1000 об/мин, второй диапазон - 305, 645, 1170 и 2000 об/мин (обеспечивается сменой пары конических зубчатых колес).

Контрольные вопросы

1. Из каких узлов состоит станок колонкового бурения?

2. Для какой цели предназначен вращатель?

3. Расскажите принципиальную схему вращателей станков колонкового бурения?

4. Основное достоинство роторного вращателя?

5. Какие требования имеются для рабочей жидкости гидросистем буровых станков?

Литература

1. Радионов Н.С., Ганзен Г.А. и др. Горное и буровое оборудование М., «Недра» 1983 г.

2. Волков А.С. буровой геологоразведочный инструмент. М., «Недра» 1979г.

Допольнительные литературы

3. Куличихин Н.И., Родионов Н.С., Ганзен Г.А. Буровое оборудование. М., «Недра» 1973 г.

4. Володин Ю.Н. Разведочное бурение. М., «Недра» 1972 г.

5. Кирсанов А.Н., Зиненко В.П., Кардыш В.Г. Буровые машины и механизмы. М., «Недра» 1981 г.

6. Журналы («Горный вестник Узбекистана», «ТДТУ хабарлари», «Техника юлдузлари», «Горный журнал», «Горно-аналитический бюллетень», «Mining Journal», «Miming and Metallurgy», «Mining Technology»).

7. Сайты: http://www.msmu.ru/, http://msmu.ru/index., mailto:[email protected], http://www.biblus.ru/, http://www.rosugol.ru/, http://www.conveer.ru/, http://library.stroit.ru/, http://www.ssgpo.kz/, http://www.ssgpo.kz/ssgpo/struct/mine, http://www.nkmz.com/, http://www.ormetiz.ru/, http://gornoedelo.narod.ru/, http://www.new-technologies.spb.ru/news/

Лекция № 5

Тема: ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ

План

1 Общие сведения о породоразрушающих инструментов

2 Колонковые наборы, бурильные трубы, обсадные трубы

3 Твердосплавные коронки, алмазные коронки и буровые долота

Цель: изучение используемые инструменты для колонкового бурения, типы и конструкции бурильных труб, типы и конструкции породоразрушающих инструментов и их применение.

Общие сведения об породоразрушающих инструментов. Для бурения скважин применяют наборы бурового инструмента, называемые буровыми снарядами. Состав бурового снаряда зависит от способа бурения.

При вращательном бурении с отбором керна буровой снаряд состоит из колонкового набора, колонны бурильных труб и бурового сальника (или вертлюга-сальника).

При ударно-вращательном бурении в буровой снаряд дополнительно включают гидравлическую или пневматическую забойную машину.

Для предупреждения и гашения вибраций инструмента в состав буровых снарядов могут быть введены виброгасители.

Колонковые наборы. Колонковые наборы (рис. 1) предназначены для разрушения горных пород, приема керна, срыва и удержания его при подъеме из скважины.

Буровые коронки, предназначенные для разрушения горных пород и формирования керна, могут быть армированы резцами твердого сплава, сверхтвердого синтетического материала или алмазами. Наружные диаметры коронок унифицированы, что позволяет чередовать их в работе в соответствии с механическими и абразивными свойствами горных пород.

Кернорватели служат для отрыва керна от массива и удержания его в колонковой трубе при подъеме на поверхность. При колонковом бурении наиболее распространены кернорватели с кольцевой конической пружиной, размещенной в цилиндрическом корпусе с внутренней конической расточкой. Пружинное кольцо кернорвателя разрезано по образующей, что обеспечивает плотный обхват керна, несколько отличающегося по диаметру.

Колонковые трубы предназначены для приема и сохранения керна. На концах труб нарезана внутренняя цилиндрическая трапецеидальная резьба с шагом 4 мм и углом наклона боковых сторон профиля 5°. Колонковые трубы поставляют длиной 1,5-6 м. При больших углубках за рейс колонковые трубы могут быть соединены ниппелями.

Для ударно-вращательного бурения с использованием пневмоударников и иногда гидроударников применяют более прочные и износостойкие колонковые трубы, изготавливаемые из ниппельных заготовок или толстостенных (6-7 мм) труб.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Переходники, входящие в состав колонковых наборов, предназначены для соединения бурильных труб с колонковой или с колонковой и шламовой трубами. Диаметр корпуса переходника превышает на 0,5--3 мм наружный диаметр соответствующей колонковой трубы.

Шламовые трубы служат для сбора шлама в процессе бурения. В состав колонкового набора их включают в тех случаях, когда скорость восходящего потока промывочной жидкости или газа недостаточна для выноса крупных и тяжелых частиц шлама. С переходником шламовая труба соединяется по левой резьбе, что исключает отвинчивание ее в процессе бурения.

Бурильные трубы. Колонна бурильных труб представляет собой разъемный полый вал, предназначенный для спуска и подъема колонкового набора, передачи породоразрушающему инструменту крутящего момента от вращателя станка и осевой нагрузки, нагнетания к забою промывочной жидкости или сжатого воздуха. При бурении с гидро- или пневмотранспортом керна колонна бурильных труб является каналом, по которому керн и шлам транспортируются на поверхность потоком жидкости или газа.

При геологоразведочном бурении применяют в основном стальные бурильные трубы (СБТ), положительные результаты получены при использовании бурильных труб из легких сплавов (ЛБТ).

Для бурения геологоразведочных скважин применяют бурильные трубы, соединяемые ниппелями, муфтами и замками или непосредственно труба в трубу.

Обсадные трубы. Обсадные трубы предназначены для крепления неустойчивых стенок скважины, изоляции водоносных горизонтов и зон поглощения промывочной жидкости.

В геологоразведочном бурении применяют цельнотянутые гладкостенные обсадные трубы, соединяемые ниппелями или непосредственно труба в трубу. В обоих случаях на трубах нарезана цилиндрическая трапецеидальная резьба с шагом 4 мм и углом наклона боковых сторон профиля 5°. Безниппельное соединение имеет трубы диаметром 33,5, 44, 57, 73 и 89 м, а ниппельное - от 73 до 146 мм. Обсадные трубы ниппельного соединения имеют те же размеры, что и колонковые трубы.

Твердосплавные коронки
Твердосплавные коронки (рис. 2)применяют для колонкового бурения пород I-VIII и частично IX категорий по буримости. Корпус коронки представляет собой стальное кольцо, верхняя часть которого имеет внутреннюю коническую расточку (конусность 1:8 или 1:16) для заклинивания керна и наружную резьбу для соединения с колонковой трубой. Короночные кольца имеют следующие диаметры (в миллиметрах):
Наружный 34,5 44,5 57,5 74 90-91 109-110 129-130 148-149
Внутренний 22,5 32,5 45,5 61 77 96 106 135
В нижней части кольца выполнены промывочные каналы, образующие в корпусе выступы - зубки. Твердосплавные резцы размещены в гнездах зубков и припаяны латунью.
Резцы должны перекрывать торец кольца и возвышаться над ним, выступая за наружную и внутреннюю поверхности, что обеспечивает возможность погружения резцов в горную породу и создает зазоры для циркуляции промывочной жидкости и удаления шлама.
В коронках для бурения пород средней твердости выход резцов за наружную поверхность короночного кольца находится в пределах 0,75-1,5 мм, а для бурения мягких пород I-IV категорий он достигает 10-11 мм, для чего резцы размещают в приваренных к корпусу ребрах.
...

revolution.allbest.ru


Смотрите также