Буріння нафтових і газових свердловин

I. Технічна частина

Характеристика та короткий опис пристроїв

Бурові установки і споруди

Процес буріння супроводжується спуском і підйомом бурильної колони в свердловину, а також підтриманням її на вазі. Маса інструменту, з якою доводиться при цьому оперувати, досягає багатьох сотень кілоньютон. Для того щоб зменшити навантаження на канат і знизити встановлену потужність двигунів застосовують підйомне обладнання (рис. 2.2), що складається з вежі, бурової лебідки і талевого (поліспастовой) системи. Талевого система, в свою чергу, складається з нерухомої частини - Кронблоки (нерухомі блоки поліспасту), що встановлюється нагорі ліхтаря вишки, і рухомої частини - талевого блоку (рухомо-го блоку поліспасту), талевого каната, гака і штропов. Підйом-ве обладнання є невід'ємною частиною кожної бурової установки незалежно від способу буріння.

Бурова вежа призначена для підйому і спуску бурильної колони і обсадних труб в свердловину, утримання бурильної ко-лонни на вазі під час буріння, а також для розміщення в ній талевого системи, бурильних труб і частини обладнання, необ-дімого для здійснення процесу буріння. Найбільш серйозною небезпекою при роботі на бурових вежах є часткове або повне їх руйнування. Основна причина, що призводить до падіння або руйнування веж - недостатній нагляд за їх станом в процесі тривалої експлуатації. З цих причин були введені зміни в правила безпеки передбачають обов'язкові періодичні перевірки вишок, у тому числі з повним розбиранням і ревізією їх деталей, а також випробування з вантаженням веж в зібраному вигляді.

Крім того, вишка повинна піддаватися ретельному огляду і перевірці кожного разу до початку бурових робіт, перед спуском обсадних колон, звільненням прихоплений бурильної або обсадної колони, при аваріях і після сильних вітрів (15 м/с для відкритій місцевості, 21 м/с для лісової і тайговій місцевості, а також коли вишка споруджена в котловані). Вишки щоглового типу монтуються в горизонтальному положенні, а потім подно-маються у вертикальне положення за допомогою спеціальних уст-ройств. Транспортування вишки здійснюється в зібраному вигляді разом з платформою верхового робітника в горизонтальному поло-жении на спеціальному транспортному пристрої. При цьому Талі-вая система не демонтується разом з вишкою. При неможливо-сті через умови місцевості транспортування вишки цілком вона розбирається на секції і транспортується частинами універ-сальним транспортом. У практиці буріння крім веж щоглового типу продовжують використовуватися вишки баштового типу, які збираються ме-тодом зверху-вниз. Перед початком монтажу на вишечних осно-вання монтують підйомник. Після закінчення збирання вишки підйомник демонтують.

Одночасно з монтажем бурової установки і установкою вишки ведуть будівництво прівишечних споруд. До них належать такі споруди: 1) Редуктор (агрегатний) сарай, призначений для укриття двигунів і передавальних механізмів лебідки. Його прилаштовують до вишці з боку її задній панелі в напрямку, протилежному кладки. Розміри редукторного сараю визначаються типом установки. 2) Насосний сарай для розміщення бурових насосів і силового обладнання. Його будують або в вигляді прибудови збоку ліхтаря вишки редукторного сараю, або окремо в стороні від вишки. Стіни і дах редукторного та насосного сараїв залежно від конкретних умов обшивають дошками, гофрованим залізом, камишітовимі щитами, резінотканямі або поліетиленовою плівкою. Використання деяких бурових установок потрібно поєднання редукторного та насосного сараїв. 3) Приймальний міст, призначений для укладання бурильних обсадних і інших труб і переміщення по ньому обладнання інструменту, матеріалів і запасних частин. Прийомні мости бувають горизонтальні та похилі. Висота установки приймальних мостів регулюється висотою установки рами бурової вежі. Ширина прийомних мостів до 1,5 ... 2 м, довжина до 18 м. 4) Система пристроїв для очищення промивального розчину вибуреного породи, а також склади для хімічних реагентів і сипучих матеріалів. 5) Ряд допоміжних споруд при бурінні: на електроприводі - трансформаторні майданчики, на двигунах внутрен-нього згоряння (ДВЗ) - майданчики, на яких знаходяться ємності для паливно-мастильних матеріалів і т. п.

талевого система

В процесі проводки свердловини підйомна система виконуємо-і різні операції. У одному випадку вона служить для про-ведення СПО з метою заміни зношеного долота, спуску, підйому і утримання на вазі бурильних колон при відборі керна, ловильні або інших роботах в свердловині, а також для спуску обсадних труб. У інших випадках забезпечує створення на гаку необхідного зусилля для вилучення зі свердловини прихоплений бурильної колони або при аваріях з нею. Для забезпе-чення високої ефективно-сті при цих розмаїтості-них роботах підйомна си-стеми має два види ско-ріст підйомного крюка: технічну для СПО і технологічні для ос-тальних операцій.

В зв'язку зі зміною ваги бурильної колони при підйомі для забезпе-чення мінімуму витрат вре-мени підйомна система повинна мати здатне-стю змінювати швидкості підйому у відповідності з навантаженням. Вона також слу-жит для утримання бу-рільной колони, спущений-ної в свердловину, в процесі буріння.

Підіймальний система ус-тановка (мал. III.1) перед-ставлять собою поліспастний механізм, що складається з Кронблоки 4, талевого (рухомого) блоку 2, сталевого каната 3, яв-ляющие гнучкої зв'язком між бурової лебідкою 6 і механізмів 7 кріплення нерухомого кінця каната. Кронблоки 4 встановлюється на верхньому майданчику бурової вишки 5. Під-Віжн кінець А каната 3 кріпиться до барабана лебідки 6, а нерухомий кінець Б - через пристосування 7 до основи вежі. До талевого блоку приєднується гак 1, на якому підвішується на штропах елеватор для труб або вертлюг. В даний час талевого блок і підйомний гак у багатьох випадках об'єднують в один механізм - крюкоблок.

Бурові лебідки

Лебідка - Основний механізм підйомної системи бурової установки. Вона призначена для проведення наступних опе-рацій: спуску і підйому бурильних і обсадних труб; утримання колони труб на вазі в процесі буріння або про-мивкі свердловини; пріпод'ема бурильної колони і труб при нарощуванні; передачі обертання ротору; згвинчення і развінчіванія труб; допоміжні роботи з подтасківанію в бурову інстру-мента, обладнання, труб та ін; підйому зібраної вишки в вертикальне положення.

Бурова лебідка складається з зварної рами, на якій уста-новлено підйомний і трансмісійний вали, коробка зміни передач (КПП), гальмівна система, що включає основний (льон-точний) і допоміжний (регулюючий) гальма, пульт уп-равленія. Всі механізми закриті запобіжними щитами. Підйомний вал лебідки, отримуючи обертання від КПП, перетворень-зовивает обертальний рух силового приводу в надійшли-вування рух талевого каната, рухливий кінець якого закріплений на барабані підйомного валу. Навантажений гак під-приймаються з витратою потужності, що залежить від ваги піднімаються труб, а спускається під дією власної ваги труб або та-лівого блоку, гака і елеватора, коли елеватор опускається вниз за черговий свічкою.

Лебідки забезпечуються пристроями для підведення потужності при підйомі колони і гальмівними пристроями поглинання звільняється енергії при її узвозі. Для підвищення к. п. д. під час підйому гака з ненавантаженими елеватором або ко-лонної змінного ваги лебідки або їх приводи виконують багатошвидкісними. Переключення з вищою швидкості на нижчий і назад здійснюється фрикційними оперативними муфта-ми, забезпечують плавне включення і мінімальну затру-ту часу на ці операції. Під час підйому колон різноманіт-ного ваги швидкості в коробках передач перемикають періодичних-но. Оперативного управління швидкостями коробки не требу-ется.

Потужність, передається на лебідку, характеризує основні експлуатаційно-технічні її властивості і є класифікувалали-ційний параметром.

Ротори

Ротори призначені для обертання вертикально підвішений-ної бурильної колони або сприйняття реактивного моменту, що крутить при бурінні забійні двигуни. Вони служать також для підтри-жанія на вазі колон бурильних або обсадних труб, встановлюється ваемих на його столі, на елеваторі або клинах. Ротори також ис-користуються при відгвинчування і згвинчення труб в процесі СПО, ловильні і аварійних робіт. Ротор являє собою як би конічний зубчастий редуктор, ведене конічне коле-со якого насаджено на втулку, поєднану із столом. Верт-Кальна ось столу розташована по осі свердловини.

На рис. V.1 показана схема ротора. Стіл 5 має отвір діаметром 250 - 1260 мм в залежно від типорозміру ротора. В отвір столу встановлюють вкладиші 7 і затискачі провідної труби 6, через які передається крутний момент. Велике конічне колесо 4 передає обертання столу ротора, укріплений-ному на основній 3 і допоміжної 2 опорах, змонтованих у корпусі 1, чином одночасно масляну ванну для смаз-ки передачі і підшипників.

Зверху стіл захищений огорожею 8. Швидкохідний ведучий вал 10 розташований горизонтально на підшипниках 11, сприймаю-щих радіальні і горизонтальні навантаження. Вал 10 наводиться: в обертання від ланцюгової зірочки 12 або за допомогою вилки кар-даного валу, розташованої на кінці валу. Ротор забезпечений сто-пором 9, при включенні якого обертання столу стає не-можливим. Фіксація столу ротора необхідна при СПО та бу-Рении забійні двигуни для сприйняття реактивного моменту.

Бурові насоси та обладнання циркуляційної системи

Бурові насоси та циркуляційна система виконують сле-дмуть функції:

-- нагнітання бурового розчину в бурильної колони для забезпе-чення циркуляції в свердловині в процесі буріння і ефектив-ною очищення вибою і долота від вибуреного породи, промивки, ліквідації аварій, створення швидкості підйому розчину в затрубний просторі, достатньої для виносу породи на поверхнею;

-- підведення до долота гідравлічної потужності, що забезпечує високу швидкість закінчення (до 180 м/с) розчину з його наса-док для часткового руйнування породи та очистки вибою від ви-буріння часток;

-- підведення енергії до гідравлічного забійні двигуни.

На рис. VII. 1 показані схема циркуляції бурового розчину і зразкове розподіл втрат напору в окремих елементів-тах циркуляційної системи свердловини глибиною 3000 м при бу-Рении роторним способом.

В процесі буріння в більшості випадків розчин цирку-лірует по замкнутому контуру. З резервуарів 13 очищений і підготовлений розчин надходить у підпірні насоси 14, кото-рие подають його в бурові насоси /. Останні перекачують розчин під високим тиском (до 30 МПа) по нагнітальному лінії, через стояк 2, гнучкий рукав 3, вертлюг 4, провідну трубу 5 до гирла свердловини 6. Частина тиску насосів при цьому витрачається на подолання опорів у наземної системі. Далі буровий розчин проходить по бурильної колоні 7 (бу-рільним трубах, ОБТ та забійні двигуни 9) до долота 10. На цьому шляху тиск розчину знижується внаслідок витрат енергії на подолання гідравлічних опорів.

Потім буровий розчин внаслідок різниці тиску всередині бурильних труб і на забої свердловини з великою швидкістю виходить з насадок долота, очищаючи забій і долото від вибурен-ної породи. Частина енергії розчину витрачається на підйом вибуреного породи і подолання опорів у затрубний кільцевому просторі 8. Піднятий на поверхню до гирла 6 відпрацьований розчин проходить по жолобах 11 до блоку очищення 12, де з нього віддаляються в комору 15 частинки вибуреного породи, пісок, мул, газ та інші домішки, надходить в резервуари з 13 пристроями 16 для відновлення його параметрів і знову прямує в підпірні насоси.

нагнітальна лінія складається з трубопроводу високого дав-лення, за яким розчин подається від насосів/до стояка 2 і гнучкого рукава 3, що з'єднує стояк 2 з вертлюгом 4. Натиск-ва лінія обладнується засувками і контрольно-вимірювальною апаратурою. Для роботи в районах з холодним кліматом пре-дусматрівается система обігріву трубопроводів.

Зливна система обладнується пристроями для очищення і приготування бурового розчину, резервуарами, всмоктуючої лінією, фільтрами, нагнітальні відцентровими насосами, засувками і ємностями для зберігання розчину.

Вертлюги

вертлюг - Проміжну ланку між поступально пере-міщан талевого блоком з гаком, бурових рукавом і обертається бурильної колоною, яка за допомогою замку-вої різьблення з'єднується через провідну трубу зі стовбуром верт-люга. Для забезпечення подачі бурового розчину або газу пере-міщан вертлюг з'єднаний з напірної лінією за допомогою гнучкого бурового рукави, один кінець якого кріпиться до отво-ду вертлюга, а друга до стояка.

В вертлюгах є пристрої для заливки, спуску масла та контролю його рівня, а також сапун для врівноваження з атмосферним тиском пари всередині корпусу, що створює-ся при нагріванні в процесі роботи. Це пристрій не пропуску-ет масло при транспортуванні вертлюга в горизонтальному по-ложении.

Типорозмір вертлюга визначається динамічним навантаженням, яку він може сприймати в процесі обертання бурильної колони, допустимої статичним навантаженням і частотою обертання, граничним робочим тиском прокачуваного бу-рового розчину, масою і габаритними розмірами. Кожен вертлюг має стандартну ліву конічну замкову різьбу для приєднання до провідної трубі двох-трьох розмірів. Кор-пус вертлюга виконується обтічної форми для того, щоб він не чіплявся за деталі вежі при переміщеннях. Вертлюги пристосовані до транспортування будь-якими транспортними засобами без упаковки.

Силові приводи бурових установок

Приводом бурової установки називається сукупність дви-гунів та регулюють їх роботу трансмісій і пристроїв, що перетворюють теплову або електричну енергію в механічним, які керують механічною енергією і передають її виконавчому обладнанню - насосів, ротору, лебідці та ін Потужність приводу (на вході в трансмісію) характери-зует основні його споживчі та технічні властивості і є при-ляется класифікаційними (головним) параметром.

В Залежно від використовуваного первинного джерела енер-гии приводи діляться на автономні, які не залежать від системи енергопостачання, і неавтономні, що залежать від системи енерго-госнабженія, з живленням від промислових електричних се-тей. До автономним приводам відносяться двигуни внут-реннего згоряння (ДВЗ) з механічної, гідравлічної або електропередачею. До неавтономні приводам відно-сятся: електродвигуни постійного струму, що живляться від промислових мереж змінного струму.

В Відповідно до кінематикою установки привід може мати три основні виконання: індивідуальний, груповий і ком-бінірованний або змішаний.

Індивідуальний привід - кожен виконавчий механізмів (лебідка, насос або ротор) наводиться від електродвигуна-телей або ДВС незалежно один від одного. Більш широко цей вид привода поширений з електродвигунами. При його іс-користуванні досягається висока маневреність у компонуванні і розміщення бурового обладнання на підставах при мон-таж.

Груповий привід - декілька двигунів з'єднані сум-мірующей трансмісією і приводять кілька виконавчих механізмів. Його застосовують при двигунах внутрішнього СГО-Ранія.

Комбінований привід - використання індивідуального та групового приводів в одній установці. Наприклад, насоси наводяться від індивідуальних двигунів, а лебідка і ротор від загального двигуна. У всіх випадках характеристики приводу повинні найбільш повно задовольняти необхідним характеристиками виконавчих механізмів.

Споживачами енергії бурової установки є:

в процесі буріння - бурові насоси, ротор (при роторному бурінні), пристрої для приготування і очищення бурового розчину від вибуреного породи; компресор, водяний насос і ін;

при спуску і підйому колони труб - лебідка, компресор, водяний насос і механізований ключ.

Приводи також поділяються на головні (приводи лебідки, насосів і ротора) та допоміжні (привди решти пристроїв і механізмів установки). Потужність, споживана-травня допоміжними пристроями, що не перевищує 10 - 15% потужності, споживаної головним обладнанням.

Гнучкість характеристики - здатність силового приводу автоматично або за участю оператора в процесі роботи швидко пристосовуватися до змін навантажень і частот вра-вання виконавчих механізмів. Гнучкість характеристики залежить від коефіцієнта пристосовності, діапазону регу-воджується частоти обертання валів силового приводу і пріе-містості двигуна.

Коефіцієнт гнучкості характеристики визначається відно-ням зміни частоти обертання до викликаного їм Відхи-ненію моменту навантаження. Він пропорційний передавальному відношенню і обрат-но пропорційний коефіцієнту перевантаження.

прийомистість називається інтенсивність здійснення перехідних процесів, тобто час, у протягом якого двига-тель і силовий привід реагують на зміну навантаження і з-змінюють частоту обертання.

Пристосовність - Властивість силового приводу змінювати крутний момент і частоту обертання в залежно від момен-та опору. Власна призвичаїла-тість -- властивість двигуна пристосовуватися до зовнішньої на-вивантаження. Штучна пристосовність - свій-ство трансмісій пристосовувати характеристику двигуна до зміни зовнішнього навантаження.

Обладнання для герметизації гирла свердловини

В даний час при бурінні не тільки розвідувальних, а й експлуатаційних свердловин широко застосовується обладнан-ня для герметизації гирла свердловин. Раніше це обладнання використовували в основному для боротьби з викидами рідини і газу при АВПД. У зв'язку із застосуванням більш легких розчинів для буріння тиск у свердловині в процесі буріння регулюють за допомогою превенторів. Змінилися вимоги до охорони навколишнього середовища і надр землі.

Для герметизації гирла свердловини використовують три види превенторів: плашечниє -- глухі або прохідні для повного перекриття отвору або кільцевого простору, якщо в сква-жіне знаходиться колона труб; універсальні - для пере-закриття отвору в свердловині, якщо в ній знаходиться будь-яка частина бурильної колони: замок, труба, ведуча труба; вра-щающіеся - для ущільнення гирла свердловини з обертає-ся в ній трубою або ведучою трубою. Ні плашечниє, ні універсальні Превентори не розраховані на обертання колони, якщо вони повністю закриті.

плашечних превенторів

Превентори (рис. ХШ.2) складається із сталевого литого корпусу 7, до якого на шпильках кріпляться кришки/чотирьох гідравлічних циліндрів 2. У порожнині А циліндра 2 розміщений головний поршень 3, укріплений на што-ке 6. Всередині поршня розміщений допоміжний поршень 4, що служить для фіксації плашок 10 в закритому стані від-версти Г стовбура свердловини. Щоб закрити отвори плашками рідина, керуюча їх роботою, надходить у порожнину А, під дією тиску якої поршень переміщається зліва на-право.

Допоміжний поршень 4 також переміщується вправо, і в кінцевому положенні він натискає на кільце-засувку 5 і фіксує тим самим плашки 10 в закритому стані, що виключає мимовільне їх відкриття. Щоб відкрити від-версті Г стовбура, треба пересунути плашки вліво. Для цього керуюча рідина повинна бути подана під тиском в порожнину В, що переміщує допоміжний поршень 4 по штока 6 вліво і відкриває засувку 5. Цей поршень, дійшовши до упору в головний поршень 3, пересуває його вліво, тим са-мим розкриваючи плашки. При цьому керуюча рідина, на-що ходить в порожнини Ј, вичавлюється в систему управління.

Плашки 10 превентора можуть бути замінені в залежності від діаметру ущільнюються труб. Торець плашок по колу ущільнюється гумовою манжетою 9, а кришка 1 -- проклад-кой//. Кожен з превенторів управляється самостійно, але обидві плашки кожного превентора діють одночасно. Отвори 8 в корпусі 7 служать для приєднання превентора до маніфольду. Нижнім торцем корпус кріпиться до фланця гирла свердловини, а до верхнього його торця приєднується універсальн-ний превентора.

Як видно, плашковий превентора з гідравлічним управ-ленням повинен мати дві лінії управління: одну для управ-ління фіксацією положення плашок, другий для їх переміщень-ня. Превентори з гідравлічним управлінням в основному застосовують при бурінні на морі. У ряді випадків нижній пре-вентор обладнується плашками з зрізаними ножами для пе-ререзанія що знаходиться в свердловині колони труб.

Універсальні Превентори

Універсальний превентора призначений для підвищення на-дежності герметизації гирла свердловини. Його основний робочий елемент - потужне кільцеве пружне ущільнення, яке при відкритому положенні превентора дозволяє проходити колоні бурильних труб, а при закритому положенні --- стискається, внаслідок чого гумове ущільнення обжимають трубу (веду-щую трубу, замок) і герметизує кільцеве простір між бурильної і обсадної колонами. Еластичність резино-вого ущільнення дозволяє закривати превентора на труби різного діаметру, на замках і УБТ. Застосування універ-сальних превенторів дає можливість обертати і расхажі-ти колону при герметизованому кільцевому зазорі.

Кільцевій ущільнення стискується або в результаті непо-безпосередніх впливу гідравлічного зусилля на уплот-няющій елемент, або внаслідок впливу цього зусилля на ущільнення через спеціальний кільцевий поршень.

Універсальні Превентори з сферичним ущільнюючим елементом і з конічним ущільнювачем виготовляє ВЗБТ.

Універсальний гідравлічний превентора з сферичним ущільненням плунжерного дії (мал. XIII.4) складається з корпусу 3, кільцевого плунжера 5 і кільцевого резінометал-вої сферичного ущільнювача /. Ущільнювач має форму масивного кільця, армованого металевими вставками двухтаврового перетину для жорсткості і зниження зносу за рахунок більш рівномірного розподілу напруги. Плун-жер 5 ступінчастою форми з центральним отвором. Ущільнивши-тель / Фіксується кришкою 2 і розпірні кільцем 4. Корпус, плунжер і кришка утворюють в превентора два гідравлічні камери А і Б, ізольовані один від друга манжетами плун-Жера.

При подачі робочої рідини під плунжер 5 через отвер-стіе в корпусі превентора плунжер переміщається вгору і про-жиму по сфері ущільнення/так, що воно розширюється до цент-ру і обжимають трубу, що знаходиться всередині кільцевого уплот-вати. При цьому тиск бурового розчину в свердловині буде діяти на плунжер і підтискати ущільнювач. Якщо в сква-жіне немає колони, ущільнювач повністю перекриває отвер-стіе. Верхня камера Б служить для відкриття превентора. При нагнітанні в неї масла плунжер рухається вниз, витісняючи жид-кість з камери А в зливну лінію.

обертаються Превентори

Обертовий превентора застосовується для герметизації гирла свердловини в процесі її буріння при обертанні і ходіння бурильної колони, а також при СПО та підвищеному тиску в свердловині. Цей превентора ущільнює провідну тру-бу, замок або бурильні труби, він дозволяє піднімати, спускати або обертати бурильні колону, бурити зі зворотним промиванням, з аерірованной розчинами, з продувкою газо-образним агентом, з рівноваги функціональною системою гідростатичний-го тиску на пласт, випробує-ти пласти в процесі газо-проявів.

II. Технологічна частина

1. Буріння нафтових і газових свердловин

Ознайомлення з прийомами ручної подачі долота, буріння за допомогою регулятора подачі долота, навчання буріння ротором.

Коли долото подається на вибій, на нього необхідно створити певне навантаження. Ця операція виконується з пульта бурильника. Бурильщик за допомогою так званої кочерги здійснює спуск інструменту, а потім поступово, дуже повільно розвантажує вага з гака на долото. Навантаження на талевого канат визначається за індикатору ваги. На індикаторі ціна ділення може бути різна. При підвішеній талевого системі, але ненавантаженого гаку індикатор ваги покаже значення, що відповідає вазі талевого системи.

Навантаження на долото повинна дорівнювати не більше 75% ваги колони УБТ. Наприклад, є компонування: 100 м УБТ і 1000 м бурильних труб. Нехай вага колони УБТ становить 150 кН, а вага колони БТ - 300 кН. Сумарна вага БК в цьому випадку буде становити 450 кН. Необхідно подати на забій приблизно 2/3 ваги УБТ, тобто в даному випадку 100 кН. Для цього колона плавно опускається на 9 м (довжина нарощуваний труби) до забою. Момент контакту долота з забоєм визначається за індикатору ваги: стрілка показує зменшення ваги на гаку. Після цього необхідно дуже повільно розгальмовуються лебідку і поступово навантажувати долото до тих пір, поки стрілка на індикаторі ваги не покаже 35 т. Для більш точного визначення ваги колони служить Вернер, тому що на індикаторі маси не завжди може бути помітно коливання стрілки. Він показує, скільки поділок пройшла стрілка на індикаторі ваги, тобто 3 поділу Вернера рівні 1 поділу індикатора маси.

Ротори застосовують для передачі обертання колоні бурильних труб в процесі буріння, підтримки її на вазі при спускопод'емних операціях і допоміжних роботах.

Ротор - Це редуктор що передає обертання вертикально підвішеній колоні від горизонтального вала трансмісії. Станина ротора сприймає і передає на підстава всі навантаження, що виникають у процесі буріння і при спускопод'емних операціях. Внутрішня порожнина станини є масляну ванну. На зовнішньому кінці вала ротора, на шпонки, може ланцюгове колесо або напівмуфт карданного валу. При відгвинчування долота або для попередження обертання бурильної колони від дії неактивного моменту ротор застопорівают засувкою або стопор-ним механізмом. При передачі обертання ротору від двигуна через лебідку ско-зростання обертання ротора змінюють за допомогою передавальних механізмів лебідки або ж шляхом зміни ланцюгових коліс. Щоб не свя-викликають роботу лебідки з роботою ротора, у ряді випадків при ротор-ном бурінні застосовують індивідуальний, тобто не пов'язаний з ле-бедкой, привід до ротору.

В прохідне отвір ротора вставляються 2 вкладиша. Потім в залежності від діаметру труб на ротор ставляться відповідні клини, які приєднуються до чотирьох паралелей. Паралелі у свою чергу приводяться в рух за допомогою ПКР (пневматичні клини ротора), які кріпляться з протилежного боку від вала ротора. За допомогою педалі, яка знаходиться на пульті, бурильник піднімає, або опускає клини.

Коли починається буріння, клини знімають з ротора, звільняючи тим самим квадратне отвір вкладишів. Потім у цьому отворі фіксується так званий кельбуш - Рухомо закріплена на провідній трубі муфта, яка рухається по ній вгору-вниз. Далі за допомогою трансмісії задаються необхідні обертів ротора, і він приводиться в обертання з пульта бурильника.

Ознайомлення з методикою раціональної відпрацювання доліт.

Щоб раціонально відпрацювати долото, необхідно виконати норму з проходки. У міру поглиблення забою породоруйнуючих інструмент зношується, і для того, щоб знос не стався раніше часу, необхідно дотримуватися режиму буріння.

Режим буріння включає в себе обертів ротора або забійного двигуна, навантаження на долото і тиск в насосах (на стояку). Так, для правильної відпрацювання долота навантаження на нього повинна складати на понад 75% ваги колони УБТ. Перевантаження долота може обернутися його передчасним зносом або зламом шарошки, а недовантаження - падінням проходки. Обороти ротора і тиск на стояку задаються по геолого-технічного наряду.

Для раціональної відпрацювання долота необхідно подавати його на забій без обертання і тільки після контакту з забоєм включати обертів. Але перш, ніж почати буріння, необхідно «обкатати» долото протягом 30-40 хвилин для того, щоб воно припрацювався. При цьому навантаження на долото повинна бути невеликою - близько 3-5 т. При бурінні турбобуром або гвинтовим забійними двигуном долото подається на забій вже в обертанні. У цьому випадку можна або становить промивку і спустити долото до забою, або без зупинки промивки поступово навантажувати долото до потрібної величини.

Кодування зносу шарошечні доліт:

В - Знос озброєння (хоча б одного вінця)

В1 - Зменшення висоти зубів на 0,25%

В2 - Зменшення висоти зубів на 0,5%

В3 - Зменшення висоти зубів на 0,75%

В4 - Повний знос зубів

З - Скол зубів у%

П - Знос опори (хоча б однієї шарошки)

П1 - Радіальний люфт шарошки щодо осі цапфи для доліт діаметром менше 216 мм 0-2 мм; для доліт діаметром більше 216 мм 0-4 мм

П2 - Радіальний люфт шарошки щодо осі цапфи для доліт діаметром менше 216 мм 2-5 мм; для доліт діаметром більше 216 мм 4-8 мм

П3 - Радіальний люфт шарошки щодо осі цапфи для доліт діаметром менше 216 мм більше 5 мм; для доліт діаметром більше 216 мм більше 8 мм

П4 - Руйнування тіл кочення

До - Заклинювання шарошок (яке вказується в дужках)

Д - Зменшення діаметра долота (мм)

А - Аварійний знос (кількість надісланих шарошок і лап вказується в дужках)

АВ (А1) - поломка і залишення вершини шарошки на забої

АШ (А2) - в поломка і залишення шарошки на забої

АС (А3) - залишення лапи на забої

Причини аномального зносу шарошечні доліт:

1) Велика кількість зламаних зубів:

-- неправильний вибір долота

-- неправильна приробітку долота

-- надмірна частота обертання

-- надмірно велике навантаження на долото

-- робота по металу

2) Сильний знос по діаметру:

-- велика частота обертання

-- значний час механічного буріння

-- здавлювання шарошок в результаті спуску в стовбур зменшеного діаметра

3) Ерозія тіла шарошки:

-- великий вміст твердої фази в промивної рідини

-- велика витрата промивної рідини

-- долото призначене для більш твердих порід

4) Надмірний знос опор:

-- відсутність стабілізатора над долотом або між УБТ

-- велика частота обертання

-- надмірно велике навантаження на долото

-- значний час механічного буріння

-- великий вміст піску в промивної рідини

5) Закупорка межвенцових проміжків в шарошки разбуренной породою і твердої фазою:

-- недостатній витрата ПЖ

-- надмірно велике навантаження на долото

-- великий вміст твердої фази в промивної рідини

-- долото призначене для більш твердих порід

-- спуск долота здійснений у заповнену шламом привибійну зону

6) Велика кількість втрачених зубів:

-- ерозія тіла шарошки

-- надмірно велике навантаження на долото

-- значний час механічного буріння

Виконання основних робіт при СПО за допомогою спеціального устаткування

Основним агрегатом при виконанні СПО є бурова лебідка, що приводиться в дію силовим приводом. Для кращого використання потужності у вре-мя підйому гака зі змінною за величиною навантаженням привід-ні трансмісії лебідки або її привід повинні бути багатошвидкісними. Лебідка повинна оперативно переключатися з великих швидкостей підйому на малі і назад, забезпечуючи планові включення з мінімальною витратою часу на ці операції. У випадках прихопити і затягувань колони сила тяги при підйомі повинна бути швидко збільшена. Переключення швидкостей для под-ема колон різної маси здійснюється періодично.

Для проведення робіт з подтасківанію вантажів і згвинчення-нагвинчування труб при СПО застосовуються допоміжні лебідки і пневмораскрепітелі.

Пневмораскрепітелі призначені для розкріплення замку-вих з'єднань бурильних труб. Пневмораскрепітель складається з циліндра, в якому переміщується поршень з штоком. Циліндр з обох кінців закрито кришками, в одній з яких встановлено ущільнення штока. На штоку з протилежного боку від поршня кріпиться металевий трос, інший кінець якого надягає на машинний ключ. Під дією стиснутого повітря поршень переміщується і через трос обертає машинний ключ. Максимальна сила, що розвивається пневматичним циліндром при тиску стисненого повітря 0,6 МПа, дорівнює 50 ... 70 кН. Хід поршня (штока) пневмоциліндра 740 ... 800 мм.

Комплекс механізмів АСП перед-призначений для механізації і ча-стичного автоматизації спуско-підйомних операцій. Він забезпечує:

· суміщення в часі підйому і спуску колони труб і незавантажений елеватора з операціями установки свічок на свічник, винесення її з подсвчніка, а також з загвинчування або згвинчення свічки колоною бурильних труб;

· механізацію установки свічок на свічник і винесення їх до центру, а також захоплення або звільнення колони бурильних труб автоматичним елеватором.

Механізми АСП включають в себе: механізм підйому (підйом та спуск окремо відвернута свічки); механізм захоплення (захоплення і утримання відвернута свічки під час підйому, спуску, перенесення її від ротора на свічник і назад); механізм розстановки (переміщення свічки від центру свердловини і назад); центратори (утримання верхньої частини свічки в центрі вежі при згвинчення і загвинчування); автоматичний елеватор (автоматичний захоплення і звільнення колони БТ при спуску і підйомі); магазин і свічник (утримання в вертикальному положенні отвінченних свічок).

В роботі комплексу механізмів типу АСП-ЗМ1, АСП-ЗМ4. АСП-ЗМ5 і АСП-ЗМ6 використовуються ключ АКБ-ЗМ2 і пневмати-ний клиновой захоплення БО-700 (крім АСП-ЗМ6, для якого застосовується захоплення ПКРБО-700).

Підготовка труби до затягування, установка елеватора на ротор, зняття його з ротора, посадка труб на клини

Перед тим, як затягувати труби на бурову, необхідно провести візуальний огляд тіла труби і різь. Для точного аналізу викликається бригада дефектоскопіст, які за допомогою приладів встановлюють придатність труб для використання на бурової. Крім того, потрібно у міру потреби зачистити різьбові з'єднання труб, а потім змастити їх графітової мастилом або солідолом. Після цього труби доставляються на приймальні містки.

Під час буріння бурильні труби одна за одною затягують з містків до ротору за допомогою допоміжної лебідки. Потім доставлена труба нагвинчує на колону, і відбувається подальше поглиблення забою на довжину нарощеної труби.

Підйом і спуск бурильних труб з метою заміни спрацьований долота складається з одних і тих же багаторазово повторюваних операцій. Причому до машин належать операції підйому свічки з свердловин і порожнього елеватора. Всі інші операції є машинно - ручними або ручними вимагають витрат великих фізичних зусиль. До них відносяться:

· при підйомі: посадка колони на елеватор; развінчіваніе різьбового з'єднання; установка свічки на свічник; спуск порожнього елеватора; перенесення штропов на завантажений елеватор і підйом колони на висоту свічки;

· при спуску: висновок свічки з-за пальця і з підсвічники; загвинчування свічки на колону; спуск колони в свердловину; посадка колони на елеватор; перенесення штропов на вільний елеватор. Пристрої для захоплення і підвішування колон розрізняються за розмірами і вантажопідйомністю.

Зазвичай це обладнання ви-пускається для бурильних труб розміром 60, 73, 89, 114, 127, 141, 169 мм з номінальною вантажопідйомністю 75, 125, 140, 170, 200, 250, 320 т. Для обсадних труб діаметром від 194 до 426 мм примі-няют клини чотирьох розмірів: 210, 273, 375 і 476 мм, розрахований-ні на вантажопідйомність від 125 до 300 т.

Елеватор служить для захоплення і утримання на вазі колони бу-рільних (обсадних) труб при спускопод'емних оп