Страница 6 из 31
3. Наборе угла с радиусом кривизны менее 30 м в наклонно-направленных скважинах;
4. Бурении горизонтального участка ствола скважины длиной более 300 м в скважинах глубиной по вертикали более 3000 м.
Верхний силовой привод должен быть совместим со средствами механизации спускоподъемных операций. Управление исполнительными механизмами и приводом силового блока должно осуществляться с пульта управления, расположенного компактно с пультами управления другим оборудованием буровой установки (лебедкой, автоматическим ключом и др.). Элементы верхнего привода (направляющие балки, модуль исполнительных механизмов и т. д.) не должны создавать помех для ведения других технологических операций. Грузоподъемность верхнего привода должна соответствовать грузоподъемности буровой установки. Конструкция верхнего привода должна предусматривать наличие системы противофонтанной арматуры, датчиков положения исполнительных механизмов, скорости вращения стволовой части и момента вращения. Технические характеристики верхнего привода ИПВЭ-250 приведены в таблице 2.
Таблица 2. Технические характеристики верхнего привода ИПВЭ-250
Предназначены для свинчивания и развинчивания бурильных, обсадных, насосно-компрессорных труб и штанг.
• Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных канатах диаметром не менее 12,8 мм, и оборудуется контргрузами для легкости регулирования высоты, либо пневмоцилиндрами.
• Машинный ключ, кроме рабочего каната, оснащается страховым канатом диаметром не менее 18 мм, который одним концом крепится к корпусу ключа, а другим – к основанию вышки. Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 5–10 см. Машинные ключи должны проходить периодическую проверку методами дефектоскопии.
Таблица 3. Техническая характеристика подвесных машинных ключей
На практике для спуска обсадных колонн используют УМК-1, с добавочным шарниром.
Для насосно-компрессорных труб в основном используются ключи КТГУ. Им пользуются как при ручной работе, так и при помощи механизмов АПР 2ВБ и др.
На практике, на износ сменных элементов ключа, кроме сухарей, мало обращают внимания. За счет частого приложения значительных усилий, сменные элементы ключа имеют остаточную деформацию (удлиняются), и при работе ключа проскальзывают на замке трубы. Использование лома для фиксации ключа на замке трубы, часто приводит к травмам и смертельным случаям персонала буровой бригады.
Ключи шарнирные для бурильных геологоразведочных труб выпускаются для труб диаметром от 33,5 мм до 63,5 мм. Ключи шарнирные для труб нефтяного сортамента выпускаются размерами от 34,5 мм до 243 мм.
Штропы – предназначены для подвески элеватора на крюк талевой системы. Конструктивно это замкнутая стальная петля овальной формы, сильно вытянутая по оси. Изготавливаются цельнокатаными и сварными. Штропы различают:
• Буровые нормальные ШБН;
• Буровые укороченные ШБУ;
• Эксплуатационные ШЭ.
Выпускаются грузоподъемностью от 10 до 320 т.
Элеватор предназначен для захвата колонны труб под муфту, либо под хомут при отсутствии муфты, либо под проточку (УБТ).
При бурении нефтяных и газовых скважин применяют двухштропные элеваторы. Корпус элеватора выполняется литым или кованым. Элеваторы могут быть как для бурильных так и для обсадных труб. Выпускаются диаметрами от 60 мм до 478 мм. Грузоподъемность до 320 т. Для спуска и подъема УБТ, при отсутствии проточки на теле УБТ применяют специальные клинья. Однако, высокая аварийность с ручными клиньями, ограничивает их применение.
§ 6. Буровые насосы, механизмы очистки раствора
Буровые насосы предназначены для промывки скважины (Рис. 2.8.) [9] В настоящее время промышленностью выпускаются насосы двухцилиндровые и трехцилиндровые поршневые и плунжерные, быстроходные одностороннего действия. Способны производить промывку скважины при высоких давлениях в широком диапазоне подачи.
Забор бурового раствора производится из мерных емкостей циркуляционной системы, может подаваться посредством подпорного насоса. Далее насос, рис 2.8. под давлением подает раствор через систему трубопроводов высокого давления – манифольдов в колонну бурильных труб. Рабочее давление создаваемое буровыми насосами может варьироваться до 30 МПа в зависимости от диаметра подобранных поршней и оборотов насоса. Приводится буровой насос от двигателя внутреннего сгорания через понижающий редуктор, или от электродвигателя.
Рис. 2.8. Буровой насос
Буровой насос состоит из:
• Механическая часть;
• Гидравлический блок;
• Основание насоса;
• Всасывающий коллектор;
• Выкидной фланец;
• Компенсатор;
• Предохранительный узел;
• Приводное колесо;
• Система омыва (охлаждения) штоков.
Механическая часть состоит из корпуса, в котором установлен коленвал с зубчатыми шестернями. На шатунных шейках коленвала установлены шатуны. Поступательное движение от шатунов передается к ползунам (крейцкопфам). К крейцкопфу крепится полушток, а к полуштоку – шток поршня. Гидравлическая часть представляет собой два или три (в зависимости от вида насоса) гидравлических блока, каждый гидравлический блок состоит из металлической отливки с каналами для бурового раствора, имеет всасывающую и выкидную полость с соответствующими клапанами и поршень смонтирован на шоке. Всасывающий коллектор представляет собой трубопровод, через который происходит засасывание бурового раствора поршнем через всасывающие клапана. К выкидному фланцу подсоединяется манифольд. Компенсатор служит для сглаживания пульсации давления в выкидном коллекторе, которое получается в результате поочередной работы поршней. Компенсатор имеет внутри резиновый баллон заполненный инертным газом (азотом) под давлением от 2 до 5 Мпа. Предохранительный узел представляет собой металлический корпус с установленным внутри предохранительным клапаном отрегулированным на определенное давление срабатывания. Служит для сброса бурового раствора в мерные емкости при аварийном повышении давления.
Система омыва штоков представляет собой следующее: насос приводимый электродвигателем забирает жидкость (масло или воду) из специальной емкости установленной под буровым насосом и подает её на движущиеся штока поршней, жидкость омывая штока и одновременно охлаждая их сливается обратно в емкость, цикл повторяется. [9]
Главный параметр насоса – мощность.
Nг = P*Q/7,5 л. с (2.1)
Где:
P-давление развиваемое насосом, кг/см2;
Q-расход жидкости, л/с;
Буровой раствор, выполняя одну из своих основных функций – вынос шлама и очистку забоя, раствор при этом загрязняется, теряя свои заданные свойства, удовлетворяющие условиям бурения скважины:
• Меняется плотность бурового раствора;
• • Ухудшаются фильтрационные свойства;
• Изменяются реологические константы раствора.
Без восстановления заданных свойств раствора дальнейшее безаварийное углубления скважины невозможно. Химическая обработка такого раствора неэффективна. Для восстановления свойств бурового раствора в циркуляционной системе имеются механизмы и устройства для: очистки бурового раствора – вибросита, Рис 2.8, это первая ступень очистки, удаляет 10–20 % шлама размером более 75–100 мкм. Очистная и пропускная способность вибросит определяется площадью ситовой поверхности, размером ячейки ситовой кассеты и виброускорением. Прямоугольное вибросито предназначено для очистки бурового раствора от частиц выбуренных пород при бурении нефтяных, газовых и других скважин, и эффективно удаляет шлам из системы циркуляции.