МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ Белорусский национальный технический университет Кафедра «Горные работы» Д. С. Матвеенко А. В. Климович М. А. Бабец ТРЕНАЖЕР-ИМИТАТОР БУРЕНИЯ АМТ-221 Методическое пособие по подготовке и тренингу обучаемого персонала для студентов специальности 1-51 02 01 «Разработка месторождений полезных ископаемых» направления 1-51 02 01-04 «Буровые работы» В 2 частях Часть 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРОВОМ ОБОРУДОВАНИИ, ПРИМЕНЯЕМОМ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН НА НЕФТЬ И ГАЗ Рекомендовано учебно-методическим объединением по образованию в области горнодобывающей промышленности Минск БНТУ 2013  УДК 622.24(075.8) ББК 33.13я7 М33 Рецензенты : кандидат геолого-минерологических наук Г. Л. Фурсиков (РУП «Белгеология»); кандидат технических наук В. П. Ильин («БелНИГРИ») Матвеенко, Д. С. Тренажер-имитатор бурения АМТ-221 : методическое пособие по подготовке и тренингу обучаемого персонала для студентов спе- циальности 1-51 02 01 «Разработка месторождений полезных иско- паемых» направления 1-51 02 01-04 «Буровые работы» : в 2 ч. / Д. С. Матвеенко, А. В. Климович, М. А. Бабец. – Минск : БНТУ, 2013. – Ч. 1 : Общие сведения о буровом оборудовании, применяе- мом при бурении скважин на нефть и газ. – 88 с. ISBN 978-985-550-231-0 (Ч. 1). Методическое пособие предназначено для студентов – будущих инженеров по бурению. Цель издания – на уровне современных технологических требований осво- ить управление процессами бурения скважин на нефть и газ. Теоретические сведения, приведенные в пособии, помогут будущим специалистам ориентироваться в буровом оборудовании и освоить тренажер-имитатор бурения АМТ-221. УДК 622.24(075.8) ББК 33.13я7 ISBN 978-985-550-231-0 (Ч. 1) © Матвеенко Д. С., Климович А. В., ISBN 978-985-550-232-7 Бабец М. А., 2013 © Белорусский национальный технический университет, 2013 М33 3 ВВЕДЕНИЕ Основное назначение имитатора бурения АМТ-221 – это приоб- ретение навыков буровым персоналом по выполнению основных операций процесса бурения, распознаванию нештатных ситуаций и действиям в таких ситуациях. При обучении лиц, не имеющих опыта бурения или не знакомых с процессом бурения, авторами пособия в разделе 1, который можно рассматривать как самостоятельный вводно-ознакомительный курс, изложены основные сведения о стандартном, «классическом» буро- вом оборудовании, давно и широко применяемом в практике буре- ния на нефть и газ и в связи с этим имитируемом на АМТ-221. Будущим горным инженерам важно помнить, что инженерный уровень овладения работой на АМТ-221 предполагает не механиче- ское выполнение действий, предписываемых инструкциями к тре- нажеру, но и понимание причинно-следственных связей, обуслав- ливающих эти действия. В этом случае возможно объективно оце- нить уровень осваиваемой компьютерной модели реальных условий глубокого бурения тренажера АМТ-221 и свести к минимуму ошибки при работе в аналогичных ситуациях в реальных условиях будущей профессиональной деятельности. 4 Под то, отб скваж провод Тал работ, рильн спастн ка 2, п связью низма ДЛЯ СПУСКО ъем и спуск бу ора керна, прои ине, а также спу ки скважин при евая система ( а также для под ых труб в проц ый механизм, к одъемного крю между бурово крепления непо 1. ОБОРУДОВ -ПОДЪЕМНЫ рильных труб дл зводства ловиль ск обсадных тр всех способах в рис. 1.1) предна держания на ве ессе бурения. О оторый состоит ка и стального к й лебедкой 6 и движного конца Рис. 1.1. Талевая АНИЕ Х ОПЕРАЦИЙ я замены изнош ных работ или д уб являются час ращательного б значена для про су спущенных в на представляет из кронблока 4, аната 3, являющ подъемным крю каната 5. система (СПО) енного доло- ругих работ в тью процесса урения. ведения этих скважину бу- собой поли- талевого бло- егося гибкой ком, и меха- 5 На верхней площадке буровой вышки устанавливается крон- блок 4. Подвижный талевый блок 2 соединяется с кронблоком тале- вым канатом 3, к талевому блоку присоединяется крюк, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В на- стоящее время талевый блок и подъемный крюк заводы- изготовители объединяют в один механизм – крюкоблок. Число шкивов кронблока в одной системе всегда на один боль- ше, чем в талевом блоке, а число ветвей каната в оснастке четное. Кронблок (рис. 1.2) является неперемещаемой частью талевой системы, монтируется на верхней раме мачты или на подкронблоч- ных балках вышки, и представляет собой раму 6 сваренную из про- фильного проката, на которой в  опорах размещена ось 1 со шки- вом 2 установленные на подшипниках качения 3. Для защиты вра- щающихся шкивов и во избежание соскакивания каната на раме шарнирно укреплен кожух 5. В нижней полке одной из балок при помощи держателя могут быть укреплены вспомогательные блоки для нагрузок до 0,3 МН, через которые перебрасывается канат, предназначенный для вспо- могательных работ. Рис. 1.2. Кронблок Талевый блок, являющийся подвижной частью талевой системы предназначен так же, как и кронблок, для выполнения спуско-подъемных операций и прочих работ, необходимых при бурении скважин. 6 Тал двух сой 1, штейн силово В щ ках ка ния ос хами, По состав В с из крю и друг евый блок (рис. сварных боковы а внизу серьгой ов и пальцев 6. й каркас блока. еках неподвижн чения 4 смонти ь торцов закреп снабженными пр дъемный крюк ляет ее подвижн вою очередь по ка 5, корпуса 2, их деталей. Он и 1.3) состоит из х щек соедине 5, с помощью Таким образом, о закреплена ос рованы шкивы лена гайками). орезями для пр Рис. 1.3. Талевы талевой систем ую часть. дъемный крюк серьги 1, ствола зготавливается следующих осн нных наверху п приваренных к эти детали соста ь 2, на которой 3 (для предохра Шкивы блока з охода струн кана й блок ы вместе с тал (рис. 1.4) состои крюка 4, пружи из пластин леги овных частей: олой травер- щекам крон- вляют как бы на подшипни- нения смеще- акрыты кожу- та. евым блоком т собственно ны 3, седла 6 рованной ста- 7 ли. При помощи оси крюк соединяется со стволом и может вра- щаться на ней. Для предохранения зева крюка и штропа вертлюга от износа, в зеве укреплена на заклепках специальная подушка. Во второе отверстие крюка запрессовывается ось. На эту ось (боковые рога) надевается штропы элеватора при спуско-подъемных опера- циях. Для предупреждения выпадения штропов ось имеет защитные скобы 7. С этой же целью зев крюка снабжен защелкой, которая фиксирует стопор в крайнем верхнем положении. Внутри корпуса крюка установлен стакан, опирающийся грибовидной поверхностью на пошипник. Через этот стакан проходит ствол крюка, а в зазоре между ними находится пружина. Рис. 1.4. Подъемные крюки Крюкоблок (рис. 1.5) предназначен для ведения спускоподъем- ных операций, поддержания на весу колонны бурильных и обсад- ных труб и бурового инструмента в процессе бурения. Крюкоблок – это талевый блок, жестко соединенный с крюком. В процессе буре- ния крюкоблок соединен с вертлюгом, а при выполнении спуско- подъемных операций с элеватором. 8 Эл ройств столе проце нефтя Эле стабил дверцы Зам Права мы, ко тыльн С п жатом клонен исклю еватором назыв о, предназначен ротора колонн ссе спускоподъе ных и газовых ск ватор (рис. 1.6 ьной фиксации 4 с ручкой 5 и ковое усройств я створка на пер торый в момен ой частью упира омощью двух п к корпусу пол а к вертикальн чает самопроизв Рис. 1.5. Крюко ают присоединя ное для захвата обсадных или н мных операций, важин. ) состоит из кор штроп, замково оси шарнира 3. о помещается едней части им т закрытия элев ется в защелку. ружин защелка ожении. Ось, со ой оси элеватор ольное открыва блоки емое к талевой и удержания н асоснокомпресс при строительс пуса 2 с фикса го устройства с на левой створ еет прилив полу атора входит в все время нахо единяющая обе а под углом 10 ние элеватора по системе уст- а весу или на орных труб в тве и ремонте торами 1 для остоящего из ке элеватора. круглой фор- паз корпуса и диться в при- створки, на- градусов, что д нагрузкой. При предва затвор по бур свобод ям. По Бур ра на спуске ным зв Шт струнн ную п не), од в рога Пн удерж обсадн хваты верхно няться спуске колонны рительно отдели на защелку, под ильным трубам, но проходить че дхваченную свеч ильные штроп крюке. Они вос бурильных и о еном между крю ропы (рис. 1.7) ые. Они предст етлю овальной к ин конец котор х подъемного кр евматический ания бурильной ых колонн при держат колонн сть трубы. Кли для вращения к Рис. 1.6. Элева труб в скважин в ее на подсвечн нимают по свече отклоняет корпу рез его отверсти у, выводят на ус ы предназначен принимают всю бсадных труб, т ком и элеватор бывают двух в авляют собой вы онфигурации (л ой изогнут для б юка. клиновой захв колонны при сп креплении скв у непосредстве новой захват не олонны бурильн торы у элеватор наде ике от общего па . Ролик затвора, с от оси свечи, е муфто-замковы тье и свинчивают ы для подвешив нагрузку возн ак как являются ом. идов: двухстру тянутую по одн ибо две петли н олее удобного ат (ПКР) пред уско-подъемны ажины. Причем нно за цилиндр рассчитан и не ых труб в проце 9 вают на свечу, кета, и, закрыв перекатываясь что позволяет м соединени- с колонной. ания элевато- икающие при соединитель- нные и одно- ой оси сталь- а одной стру- расположения назначен для х операциях и клиновые за- ическую по- может приме- ссе бурения. 10 ПК тором крана В н чиваю При нимает соедин скольз колонн штока посадк В п тора и Бур скую к ху. Он на рам к осно Р (рис. 1.8) сост 4, направляющ 9 рычага 7, коль ижнюю часть вк щий направлени движении шток кольцевую рам ены с клиньями я по наклонным у, подвешенную вверх бурильны а трубы происхо роцессе бурени уложены в тако овая вышка п онструкцию в в а состоит из бо ой для монтажа ванию буровой Рис. 1.7. Штр оит из корпуса 1 ей планки 5, пн ца 6 и клиньев 3 ладышей устан я муфт и замков а с поршнем пн у со стойками в и они вместе со позам вкладыш с помощью элев е трубы зажима дит под действие я скважины кли м месте, где они редставляет соб иде усеченной п ковых граней, ве кронблока, а ни . В средней част опы , двух вкладыш евмоцилиндра . авливается центр бурильных тру евмоцилиндра вн верх. Стойки в стойками подни ей и освобождаю атора на крюке. ются клиньями, м веса колонны. нья должны быт не могут быть п ой вертикальну ирамиды, сужаю рхняя часть кот жняя часть гран и вышки смонт ей 2 с центра- 8, педального атор, обеспе- б при СПО. из рычаг под- верхней части маются вверх, т бурильную При движении окончательная ь сняты с ро- овреждены. ю металличе- щеюся квер- орых снабже- ей крепиться ированы бал- кон дл мещен Вышк макси ния, п степен Бур подъем жания грузко средст я работы второг ия верхних кон и различают по мальной нагрузк о системе опир и разборности и овые вышки и м ных операций бурильной кол й; установки св в механизации с Рис. 1. о помощника бу цов свечей. Выш конструкции – е, по размерам ания и передач способам монта ачты предназна с бурильными и онны на талевой ечей, извлеченн пуско-подъемны 8. Клиновой пневма рильщика и ма ки оборудуютс мачтовые или – высоте и пло и нагрузки на о жа. чены для выпол обсадными тру системе при б ых из скважины х операций. тический захват 11 газин для раз- я лестницами. башенные, по щади основа- снование, по нения спуско- бами; поддер- урении с раз- ; размещения 12 Рис. 1.9. Мачтовая вышка А-образного типа: 1 – подъемная стойка; 2, 3, 4, 6 – секции мачты; 5 – пожарные лестницы; 7 – монтажные козлы для ремонта кронблока; 8 – подкронблочная рама; 9, 10, 14 – растяжки; 11 – оттяжки; 12 – тоннельные лестницы; 13 – балкон; 15 – предохранительный пояс; 16 – маршевые лестницы; 17 – шарнир 13 Рис. 1.10. Башенная вышка: 1 – нога; 2 – ворота; 3 – балкон; 4 – подкронблочная площадка; 5 – монтажные козлы; 6 – поперечные пояса; 7 – стяжки; 8 – маршевая лестница Вышки и мачты должны быть достаточно прочными и устойчи- выми при максимальных нагрузках, возникающих в процессе буре- ния или ликвидации аварии; иметь необходимый запас высоты для размещения талевого блока, элеватора и маневрирования с буровы- ми свечами; иметь возможно меньшие массу и габаритные размеры, а также конструкцию, обеспечивающую транспортабельность и простоту монтажно-демонтажных работ. 14 Буровая лебедка является основным механизмом буровой уста- новки и предназначена для спуска и подъема бурильных и обсадных труб; удержания колонны труб на весу в процессе бурения или промывки скважины; передачи вращения ротору; свинчивания и развинчивания труб; производства вспомогательных работ по под- таскиванию в буровую инструмента, оборудования, труб и др.; для подъема собранной вышки в вертикальное положение Буровая лебедка (рис. 1.11) состоит из сварной рамы, на которой установлены подъемный и трансмиссионный валы, коробка пере- мены передач (КПП), тормозная система, состоящая из основного (ленточного) и вспомогательного (гидравлический, электрический) тормозов, пульт управления. Рис. 1.11. Буровая лебедка Подъемный вал является основным валом лебедки. На валу, кроме звездочек цепной передачи монтируется барабан для навивки талевого каната, ленточный тормоз и кулачковая муфта соединяю- щая с гидравлическим или электрическим тормозами. Подъем на- груженного крюка производиться с затратой мощности, зависящей от веса поднимаемых труб, а спуск – под действием собственного веса труб или крюка и элеватора, когда элеватор опускается вниз за очередной свечой. Ме основн женно Ме (рис. 1 каната ния ег бурил Бур ханиза момен (насос Ключ со сто шечно Клю тей: б стойки Бло свинчи каретк ротора бозаж ханизм крепле ом состоит из го на ось, образу ханизм крепле .12) обеспечива ; смену и переп о изношенной ч ьного инструмен Рис. 1.12. Механизм овой пневмати ции и автомати та, и развинчива а-компрессорные АКБ-3М устанав роны приводног -лебедочном бло ч АКБ-3М (ри лока ключа 1, 3 и пульта упра к ключа являет вающим и разв ой смонтирован , и представляе имное устройст ния неподвижн барабана, эксце ющую одно цел ния неподвижн ет крепление н уск талевого ка асти и необходи та и обсадных т крепления неподв ческий ключ (А зации свинчиван ния бурильных, у трубы) в проце ливается в буров о вала на специа ке, к которому пр с. 1.13) состоит каретки с пнев вления 4. ся основным м инчивающим бу на неподвижн т собой корпус, во, планетарный ой ветви талев нтрично и непо ое с рамой меха ой ветви тал еподвижной ве ната для операт м для установки руб. ижной ветви талево КБ-3М) предназ ия с ограничени тяжеленных, об ссе СПО и бурен ой между лебед льном фундамен икрепляется бол из следующих о матическими ц еханизмом, неп рильные трубы ой стойке, уст на котором уста редуктор, кор 15 ого каната в движно поса- низма. евого каната тви талевого ивного удале- датчика веса го каната начен для ме- ем крутящего садных и НКТ ия скважины. кой и ротором те или на вы- тами. сновных час- илиндрами 2, осредственно . Он вместе с ановленной у новлены тру- обка передач, 16 двигатель и ограничитель момента. Внизу блока имеются направ- ляющие полозья, на которых он перемещается при помощи двух пневматических цилиндров двойного действия: надвигается на бу- рильную трубу, установленную в роторе, или отодвигается от бу- рильной трубы после ее развинчивания. Рис. 1.13. Пневматический ключ АКБ-3М После установки на клинья поднятой колонны бурильных труб блок ключа с помощью пневматических цилиндров перемещается в сторону оси скважины и заходит на замковое соединение свинчен- ных труб. Вырез в передней части трубозажимного устройства и корпуса ключа облегчает заход блока ключа на замок. Верхнее и нижнее приспособления трубозажимного устройства зажимают од- новременно верхнюю и нижнюю части замка. При этом верхнее приспособление, зажав конусную часть замка, передает вращение трубе от двигателя ключа, а нижнее, находится на второй части замка, воспринимает реактивный момент и удерживает нижнюю трубу от поворота. Зажимные устройства, как и механизм передви- жения блока ключа, работают от пневматических цилиндров, вклю- чаемых с пульта управления 4. 17 2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ 2.1. Роторное бурение При роторном бурении вращение долоту передается от вращаю- щего его механизма – ротора, устанавливаемого на устье, через ко- лонну бурильных труб, выполняющих функцию полого вала. Ротор используется и для удержания на весу колонны бурильных и обсадных труб при их спуске, подвеске, отвинчивании. Поэтому ротор необходим и при бурении забойными двигателями. В послед- нем случае на застопоренный стол ротора через колонну бурильных труб и ведущую трубу передается и реактивный крутящий момент от забойных двигателей. Привод ротора осуществляется от лебедки через карданный вал либо цепную передачу или от индивидуального привода (ПИР). Для конкретных условий бурения ротор выбирают по допусти- мой нагрузке, передаваемой мощности, диаметру проходного от- верстия для пропуска долота. Особенность роторного бурения – на- личие двух каналов передачи энергии на забой – механической от привода ротора и гидравлической от насосов. При роторном способе бурения основные режимные пара- метры – осевую нагрузку, частоту вращения долота, расход бурово- го раствора – можно изменять с пульта бурильщика, т.е. можно в определенных пределах одновременно повышать или понижать, фиксировать один из них на одном уровне и изменять уровни дру- гих. Это позволяет подбирать лучшие сочетания параметров для конкретных условий бурения. Оборудование для роторного бурения включает вышку, буро- вую лебедку с приводом, ротор, буровые насосы, вертлюг (через него насосы подают промывочную жидкость в бурильную колон- ну), талевую систему, состоящую из кронблока, блока и крюка, на который в процессе бурения подвешены вертлюг и бурильная ко- лонна, систему очистки промывочной жидкостью, включающую вибросита, желоба и гидроциклоны, приемные и запасные емкости. Ротор получает вращение от электродвигателя или двигателя внутреннего сгорания через приводной вал. Вращение вала кониче- ского зубчатой передачей ротора трансформируется во вращение 18 стола ротора относительно оси скважины. В столе ротора установле- ны т.н. ведущие вкладыши, которым передается вращение стола ро- тора. Внутри ведущих вкладышей устанавливаются ведущие вкла- дыши (меньших размеров), внутреннее сечение которых соответст- вует сечению верхней рабочей трубы бурильной колонны. Форма сечения рабочей трубы бурильной колонны может представлять квадрат, шестигранник, крестовину и т.д. Аналогичную форму долж- но иметь внутреннее сечение рабочих вкладышей, вращающих верх- нюю рабочую трубу бурильной колонны. Основную часть бурильной колонны составляют бурильные трубы. Между ними и долотом уста- навливаются утяжеленные бурильные трубы (УБТ), масса которых должна обеспечивать необходимую нагрузку на долото в процессе роторного бурения и работу труб в растянутом состоянии. Рабочая труба бурильной колонны в своей верхней части при- соединяется к вертлюгу, через который по гибкому шлангу подает- ся промывочная жидкость в бурильную колонну и далее через на- садки долота на забой. Промывочная жидкость охлаждает долото, очищает забой от шлама разбуренной породы и через кольцевое пространство между бурильной колонной и стенками скважины выносит шлам на по- верхность. Промывочная жидкость после очистки от шлама (и дега- зации, если в этом есть необходимость) поступает в приемную ем- кость и вновь подается в скважину. Ротор (рис. 2.1) состоит из следующих основных узлов и деталей. Станина 1, является основным элементом ротора. Она представляет собой стальную отливку, внутри которой смонтированы почти все остальные узлы и детали, за исключением крышки 5 и цепного коле- са 6. Стопорное устройство 7 предназначено для фиксирования ро- торного стола. Внутренняя полая часть станины является также мас- ляной ванной для конической пары и опор стола ротора. Стол ротора 2 – это основная вращающаяся его часть, приводящая во вращение при помощи разъемных вкладышей 4 и зажимов 3 ве- дущую трубу и соединенную с ней спущенную в скважину буриль- ную колонну. Стол ротора монтируется на двух шаровых опорах – главной и вспомогательной. Главная опора воспринимает осевые ста- тические нагрузки от веса колонны, спущенной в скважину, и дейст- вующие динамические нагрузки – радиальную от передаваемого кру- тящего момента и осевые от трения ведущей трубы о вкладыши при 19 подаче колонны труб и от веса стола ротора. Вспомогательная опора стола служит для восприятия радиальных нагрузок от зубчатой пере- дачи и от осевых ударов при бурении или подъеме колонны. Рис. 2.1. Ротор Приводной вал установлен в станине на двух роликовых под- шипниках. На один конец вала насажена коническая шестерня, на другой – цепное колесо, установленное на консольной части вала, вне станины. Это колесо соединено цепью со звездочкой лебедки. Разъемные вкладыши 4, состоящие из двух половин, закрывают проходное отверстие ротора. Во вкладыши вставляют клинья для спуско-подъемных операций, а при бурении – квадратные зажимы ведущей трубы. Диаметр отверстия в столе ротора определяет проходной размер долота и характеризует основные размеры ротора. В настоящее время на буровых установках в Республике Беларусь применяют 2 типа роторов (Р-560, Р-700) отличающихся по диаметру отверстия в столе, воспринимаемой статической нагрузке и статическому кру- тящему моменту. Вертлюг является промежуточным звеном между поступательно перемещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая при помощи замковой резьбы соединена со стволом вертлюга. Для обеспечения возмож- ности перемещения вертлюга буровой раствор подводиться к нему 20 при помощи гибкого бурового рукава, один конец которого кре- питься к корпусу вертлюга, а второй – к стояку на высоте, несколь- ко меньшей его длины. На рис. 2.2 показана схема расположения в буровой вертлюга при бурении. Рис. 2.2. Схема расположения оборудования для вращения бурильной колонны: 1 – пол буровой; 2 – ротор; 3 – ведущая труба; 4 – гибкий рукав; 5 – вращатель ведущей трубы; 6 – вертлюг; 7 – стояк; 8 – крюкоблок Вертлюг обеспечивает возможность свободного вращения бу- рильной колонны при невращающемся его корпусе. Он висит на крюке, связан с буровым рукавом и представляет собой устройство для нагнетания под большим давлением бурового раствора во вра- щающуюся бурильную колонну. Вертлюг (рис. 2.3) состоит из деталей двух групп: невращаю- щихся, связанных с подъемным устройством, и деталей, связанных с колонной бурильных труб, и вращающихся вместе с ней. Нев и отво резьба Кор кронш тично вертлю его с (квадр Вну устана нимаю Све смонт верхне нюю п ращающиеся де д 5. Вращающи которого защищ пус вертлюга п тейнами, в кото затрагивающая га фиксирует ш подъемным уст атной штангой) три корпус верт вливается основн щий через ствол рху корпус ве ирован подшип й части – манж олость корпуса Рис. 2.3. Верт тали: корпус ве еся детали: ств ена колпачком. редставляет соб рых выполнена вертлюг со штр троп в положен ройством, когда установлен в шу люга имеет кол ой упорный рол вертлюга 7 нагру ртлюга закрыва ник 1, центрир етное уплотнен от попадания ра люг ртлюга 2, крыш ол вертлюга 7 и ой стальную пол горизонтальная опом 4. Кронш ии, удобном дл вертлюг с вед рф. ьцевую площадк иковый подшип зку от бурильно ется крышкой ующий ствол в ие, предохраняю створа и загрязн 21 ка 6, штроп 4 переводник, ую отливку с расточка, час- тейн корпуса я соединения ущей трубой у, на которую ник 1, воспри- й колонны. 6, в которой ертлюга, а в щее внутрен- ения. 22 С помощью стакана, крепящегося к фланцу ствола, образована масляная ванна для смазки верхнего центрирующего и упорного подшипников. Между отводом 5 и крышкой 6 зажата резьбовая втулка, к которой крепится верхняя гайка быстросъемного уплотне- ния. Нижняя гайка быстросъемного уплотнения присоединена к резьбовой части ствола вертлюга. В верхней части крышки корпуса вертлюга установлен отвод 5, к которому прикреплен бронирован- ный шланг для подвода жидкости в вертлюг. Бурильная колонна – связующее звено между буровым обору- дованием, расположенным на поверхности, и породоразрушающим инструментом. Она предназначена для передачи вращения долоту при роторном бурении и восприятия реактивного крутящего момен- та при бурении забойными двигателями, для создания осевой на- грузки на долоте и направления ствола скважины, для подачи на забой бурового раствора, а также для выполнения ряда технологи- ческих операций: спуска и подъема долота и забойных двигателей, ликвидации осложнений и аварий в скважине, исследования пла- стов, установки цементных мостов и др. Также бурильная колонна служит каналом для подъема керново- го материала или керноприемных устройств (при колонковом буре- нии). В некоторых случаях при проведении специальных работ или исследований в стволе скважины колонна бурильных труб играет роль вспомогательного инструмента, с помощью которого в сква- жину опускают аппаратуру и различные материалы. Бурильная колонна (рис. 2.4) состоит из ведущей трубы 4, бу- рильных труб 8 и утяжеленных бурильных труб (УБТ) 13. Верхняя часть бурильной колонны, представленная ведущей трубой 4, при- соединяется к вертлюгу 1 при помощи верхнего переводника верт- люга 3 ведущей трубы и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника 5 ведущей трубы, предохранительного переводника 6 и муфты бурильной замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются при помощи бурильных замков состоящих из двух деталей (муфты бу- рильного замка 7 и ниппеля бурильного замка 9), или при помощи соединительных муфт 10. УБТ 12 и 13 непосредственно свинчиваются без применения каких- либо соединительных элементов. Верхняя УБТ присоединяется к бу- рильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя УБТ 13 с помо- щью п или за ереводника 14 пр бойному двигате исоединяется к д лю с долотом (пр Рис. 2.4. Бурильная олоту (при рото и турбинном бур колонна 23 рном бурении) ении). 24 При роторном способе бурения бурильная колонна испытывает целый ряд нагрузок. Когда бурильная колонна не касается забоя скважины и не вращается, она подвержена только растягивающим усилиям, которые достигают максимума у вертлюга. В процессе бурения скважины верхняя часть бурильной колонны растянута, а нижняя, опирающаяся на забой, сжата. Таким образом, бурильная колонна при бурении одновременно испытывает напряжения рас- тяжения и сжатия. Кроме напряжений растяжения и сжатия при пе- редаче вращающего момента от ротора к долоту, в бурильной ко- лонне возникают напряжения кручения, которые имеют максималь- ное значение у устья скважины, а также изгибающие напряжения от действия центробежных сил, увеличивающиеся от устья к забою скважины. При бурении скважины с забойным двигателем условия работы бурильной колонны значительно облегчаются. Она в этом случае не вращается и поэтому испытывает только растягивающие и сжи- мающие нагрузки, а также реактивный момент забойного двигателя. Ведущая труба обычно имеет в сечении квадратную форму с концентрически расположенным круглым отверстием для прохода раствора, выполняется в сборной конструкции. Обычно имеет дли- ну 14 метров. Бурильные трубы (рис. 2.5) выпускаются следующих конст- рукций: с высаженными внутрь концами; с высаженными наружу концами и с приварными соединительными концами. Выпускают бурильные трубы следующих диаметров: 60, 73, 89, 102, 114, 127, 140, 168 мм с толщиной стенки 7–11 мм. Рис. 2.5. Бурильные трубы и муфты к ним: 1 – нипель бурильного замка; 2 – муфта бурильного замка Ут в целя Приме компл улучш УБТ д лучше ров: 9 дит до Пер рильн Так (рис. 2 лонны его ис На цирку ве слу Бур емкост вертлю ния ݌лв назе трубе яжеленные бур х увеличения ж нение УБТ позв ектом соединен ает условия ра вух типов: гладк го их захвата кл 5, 108, 146, 178, 150 мм. еводники (рис ой колонны, име же над дол .7), их использ в стволе скваж кривления. Рис. 2.6. Переводн сосно-циркуляц ляции бурового чаев циркулируе овые насосы 1 и 13 и по напо г 4 подают его расходуется на мной линии. Д 5 и бурильным т ильные трубы есткости нижне оляет создавать ных между соб боты бурильной ие по всей длин иньями. Выпуск 203, 219, 229, 2 . 2.6) служат д ющих различны отом могут у уют для центри ины и предуп ики ионная систем раствора. При б т по замкнутому (подпорный на рной линии чер в бурильную ко преодоление ги алее буровой р рубам 7, по УБ устанавливаются й части буриль нагрузку на за ой толстостенн колонны. Изг е и с конусной п ают УБТ следую 54 мм. Толщина ля соединения э е типы и размер станавливаться рования низа б реждения самоп Рис. 2.7. Цен а. На рис. 2.8 п урении раствор кругу. сос 14) забираю ез стояк 2, гибк лонну. При этом дравлических с аствор проходит Т 9 к долоту 10. 25 над долотом ной колонны. бой коротким ых труб, что отавливаются роточкой для щих диамет- стенки дохо- лементов бу- ы резьб. центраторы урильной ко- роизвольного траторы оказана схема в большинст- т раствор из ий рукав 3 и часть давле- опративлений по ведущей На этом пути 26 давлен ление Зат внутри скорос выбур Ост роды странс ие раствора сни гидравлических ем буровой рас бурильной кол тью выходит из енной породы. Рис. 2.8. авшаяся часть э и преодоление тве ρк. 16  жается вследств сопротивлений твор за счет раз онны ρд и на з насадок долота Схема циркуляции нергии раствора сопротивления ие затрат энерг ρт, ρУБТ, ρзд. ности динамиче абое скважины и очищает забо бурового раствора затрачивается в кольцевом за ии на преодо- ского напора ρз с большой й и долото от на подъем по- трубном про- 27 Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор прохо- дит по растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы, песок, ил, газ и другие при- меси, поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановле- ния его параметров и снова направляется в подпорные насосы. Нагнетательная линия состоит из трубопровода высокого дав- ления, по которому раствор подается от насосов к стояку и гиб- кому рукаву, соединяющему стояк с вертлюгом. Напорная линия оборудуется задвижками и контрольно-измерительной аппарату- рой. Для работы в районах с холодным климатом предусматрива- ется система обогрева трубопроводов. Сливная система оборудуется устройствами для очистки и при- готовления бурового раствора, резервуарами, всасывающей лини- ей, фильтрами, нагнетательными центробежными насосами, за- движками и емкостями для хранения раствора. Функциями насосно-циркуляционной системы буровой установ- ки являются: 1) нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для соз- дания непрерывной циркуляции в скважине в процессе бурения; 2) подача в бурильную колонну необходимого количества буро- вого раствора для очистки забоя от выбуренной породы и создания требуемой скорости подъема раствора в затрубном пространстве для обеспечения выноса породы на поверхность; 3) подвод необходимой гидравлической мощности к долоту для обеспечения высокой скорости истечения раствора из его сопел с целью эффективной очистки забоя от выбуренной породы; 4) подвод энергии к гидравлическому забойному двигателю; 5) очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа; 6) поддержание постоянных параметров бурового раствора, за- качиваемого в скважину; 7) приготовление нового бурового раствора. Буровой насос предназначен для подачи промывочной жидко- сти в скважину под давлением. В настоящее время применяют буровые насосы двух видов: трех- цилиндровые одностороннего действия и двухцилиндровые двусто- роннего действия. Насосы состоят из двух основных частей: гидравлической и трансмиссионной. Конструктивно буровые насосы выполняются 28 доволь ются о Гидра их рас Рас ствия террит РУП П Гид тора 1 рой ра сбрасы го кол но разнообразн днотипно. Особ влические части положением. смотрим констр насоса УНБ-600 ории Республик О «Белоруснеф Ри равлическая ча , и всасывающег змещены два ц вающей линии, лектора 4 с пнев о, но отдельные енно это относи различаются чи укцию двухцили (рис. 2.9), кото и Беларусь, и н ть». с. 2.9. Буровой насо сть насоса состо о блока 2, гидр илиндра с порш предохранитель мокомпенсатор элементы насо тся к трансмисс слом цилиндров ндрового двуст рый более расп ашел широкое с УНБ-600 ит из всасываю авлической коро нями, втулками ного клапана, н ом высокого дав сов выполня- ионной части. и клапанов и ороннего дей- ространен на применение в щего коллек- бки 3, в кото- и клапанами, агнетательно- ления 5. Ком- 29 пенсатор высокого давления предназначен для уменьшения колеба- ния давления вызываемого неравномерностью подачи перекачивае- мой жидкости. Он состоит из корпуса в который установлена рези- новая диафрагма с металлическим сердечником с закрепленным на нем стабилизатором. Вращение трансмиссионного вала 6 от двигателя передается клиноременной или цепной передачей. Гидравлическая коробка 3, прикреплена к станине 8 при помощи болтов. Насос смонтирован на раме-салазках 7. Каждый цилиндр имеет две камеры. При ходе поршня вправо раствор из всасывающего коллектора поступает в переднюю камеру и наполняет ее, а из задней камеры при этом раствор через нагнета- тельный клапан выталкивается в нагнетательный коллектор с пнев- мокомпенсатором. При ходе поршня влево раствор выталкивается в нагнетательную линию из передней камеры, а задняя заполняется. Оборудование для очистки (блок очистки, дегазатор) и при- готовления бурового раствора. Буровой раствор циркулирует по замкнутой системе, т.е. раствор, закачиваемый в скважину, выходит из нее и снова должен закачиваться в скважину. Но параметры вы- ходящего из скважины раствора совсем не те, которые были при закачке. В нем содержится выбуренная порода в виде отдельных частиц, а также часть породы, например глина, может диспергиро- ваться в растворе. Кроме того, в раствор могут попасть минерализо- ванные подземные воды и газ, а также могут воздействовать повы- шенная температура и давление, которые изменяют его физические свойства. В ряде случаев часть раствора поглощается пластами и при бурении приходиться периодически добавлять свежий раствор. Поэтому циркуляционная система буровой установки оборудова- на устройствами для отчистки выходящего раствора от газа, выбу- ренной породы, песка и ила, а очищенный раствор надо восстанавли- вать, т.е. довести до требуемых вязкости, плотности, водоотдачи и других параметров, которыми он обладал до закачки в скважину. Для очистки буровых растворов от выбуренной породы приме- няют устройства двух типов: 1) устройства для механической очистки с помощью сит, в кото- рых размер удаляемых частиц зависит от величины ячеек сита; 2) устройства, в которых разделение твердых частиц и жидкости осуществляется за счет центробежных сил. 30 Существует всего 5 ступеней отчистки: отстойник, вибросита, ПГ (пескоотделитель гидроциклонный), ИГ (илоотделитель гидро- циклонный) и центрифуга. В настоящее время в РУП ПО «Белорус- нефть» применяется очистной комплекс американской фирмы «DERRICK», который далее рассмотрен. Отстойник – сосуд для осаждения из жидкости твердых частиц под действием силы тяжести при уменьшении скорости потока или полном прекращении его движения. Отстойники применяются для сбора шлама и буровой мути при бурении скважин. Вибросита фирмы «DERRICK» (рис. 2.10) состоит из рамы, поддона, разделителя потока, узла плавающей подвески и вибраци- онного узла. Рис. 2.10. Вибросита фирмы «DERRICK» Вибратор является главным узлом вибросита, вибрацию вызывают эксцентрически расположенные на роторном валу грузы. Грузы под- бираются и устанавливаются таким образом, чтобы они могли рабо- тать со специальными сеточными рамами корпорации «DERRICK». Скорость вращения вибратора 1500 об./мин. Первоначальная установ- ка сита должна быть 15 градусов (передний угол ниже). Пескоотделитель фирмы «DERRICK» (рис. 2.11) является клю- чевой частью оборудования в любой системе по контролю содер- жания твердой фазы (частиц песка в буровом растворе). При скоро- стном высок буренн раство отдели ваемую жено тельно эксплу Пес диаме (песок Входн полож тель р «Н (пульп частиц бурении скважи ими расходами ой породы (бу ров. Когда песк телями и центр твердой фазой вслед за ним по сть этого обору атацией. Рис. 2.11 коотделитель с тра, специально с частицами бо ой коллектор об енного вниз по азделяет бурово ижний поток» пр у), выходящую ы размером с п н пескоотделит жидкости и уда рового шлама) оотделитель исп ифугами, он зн нагрузку на об потоку, таким дования и сокра . Пескоотделитель ф остоит из батар сконструирован льше, чем 74 м ычно питается о потоку от вибра й раствор на два едставляет собо из нижней части есочные частиц ель эффективно ляет большие ко из не утяжелен ользуется в соч ачительно «обле орудование, кот образом, улучш щая расходы, св ирмы «DERRICK» еи гидроциклон ных для удален икрон) из буров т центробежног ционного сита. жидкостных по й довольно суху гидроциклонов ы, а также неко 31 справляется с личества вы- ных буровых етании с ило- гчает» созда- орое располо- ая производи- язанные с его ов большого ия песка API ых растворов. о насоса, рас- Пескоотдели- тока. ю суспензию , содержащих торое количе- 32 ство остаточного бурового раствора. «Верхний поток» состоит из бурового раствора и мелкой выбуренной породы (бурового шлама), выходящих из верхней части гидроциклонов. Гидроциклоны представляют собой коническую оболочку с не- большим отверстием в нижней части (дне) для выпуска нижнего потока, большим отверстием для выпуска верхнего потока, а также тангенциально расположенного впускного патрубка. Процесс раз- деления в гидроциклоне основан на увеличении скорости осажде- ния твердых частиц, взвешенных в жидкости, благодаря воздейст- вию центробежной силы на суспензию. Давление, создаваемое на- сосом на входе коллектора, посредством спиральной траектории потока преобразуется внутри конуса в центробежную силу. Когда буровой раствор входит в коническую оболочку через тангенциаль- но расположенный впускной патрубок, воздействующая на поток центробежная сила приводит к тому, что более грубые (большого размера) частицы оседают вниз по направлению к отверстию для выпуска твердых частиц. Применение пескоотделителей на промыслах позволяет умень- шить затраты на химическую обработку и буровой раствор; увели- чить срок службы буровых долот и скорость проходки скважин; уменьшить время простоя из-за износа буровых насосов; умень- шить прихват под действием перепада давлений, а также устранить другие проблемы, связанные с эксплуатацией скважины. Способст- вует увеличинию срока службы фильтров для расположенных вниз по потоку устройств, для очистки бурового раствора. Илоотделитель фирмы «DERRICK» (рис. 2.12) является ключе- вой частью оборудования в любой системе по контролю содержа- ния твердой фазы (частиц ила в буровом растворе). Илоотделитель эффективно удаляет большие количества выбуренной породы (бу- рового шлама) из не утяжеленных буровых растворов. Илоотделитель состоит из батареи гидроциклонов, специально сконструированных для удаления ила (ил с частицами меньше, чем 74 микрон) из буровых растворов. А в остальном принцип такой же, как и в пескоотделителях. Круговой илоотделитель состоит из четырехдюймовых конусов, количество которых может быть 8, 10, 12, 16, 20, 24 в зависимости от комплекта поставки, и резервуара нижнего схода, смонтирован- ных на раме. Манифольд является круговым с отсечными клапана- 33 ми на каждом конусе. Каждый конус имеет производительность 3,15 л/с при напоре 22,5 м. Рис. 2.12. Круговой илоотделитель фирмы «DERRICK» Центрифуга фирмы «DERRICK» (рис. 2.13) предназначена для удаления шлама с низким удельным весом из суспензии. Суспензия поступает в центрифугу через подающую трубу, расположенную со стороны шкива машины. Суспензия распределяется во вращающем- ся резервуаре, где центробежная сила используется для отделения жидкости от шлама. Жидкость вытекает из выпускного штуцера у конца редуктора центрифуги, а шлам транспортируется к месту вы- грузки шлама, расположенному со стороны шкива машины. Шлам выпадает в желоб, расположенный снизу машины. Весь процесс схематически указан на рис. 2.14. Дегазатор (рис. 2.15) бурового раствора предназначен для дега- зации буровых растворов в процессе ликвидации нефтегазопрояв- лений при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсат- ных месторождениях, в пластовом флюиде которых не содержится сероводород и другие токсичные компоненты. 34 Рис. 2.13. Центрифуга фирмы «DERRICK» Рис. 2.14. Принцип действия центрифуги Рис. 2.15. Дегазатор бурового раствора Каскад-40-03 35 Принцип действия дегазатора основан на извлечении газов, со- держащихся в пробе, за счет нарушения термодинамического рав- новесия при создании вакуума и термостатированного нагрева шлама или бурового раствора до установленной температуры. 2.2. Турбинное бурение При турбинном способе бурения бурильная колонна не вращает- ся, а воспринимает реактивный крутящий момент от забойного дви- гателя (турбобура) и служит каналом для подачи гидравлической энергии на забой. Вращение долоту передается от вала турбины, приводимого в движение потоком бурового раствора, т. е. при тур- бинном способе работает один канал передачи мощности на забой. В отличие от роторного бурения, где при постоянной частоте вра- щения может в широких пределах изменяться крутящий момент и соответственно нагрузка на долото, при турбинном бурении частота вращения существенно изменяется с изменением нагрузки на доло- то и крутящего момента. Оборудование для турбинного бурения включает все те же агре- гаты и узлы, что и при роторном бурении, за исключением того, что ротор выполняет лишь функцию удержания буровой колонны на весу на пневмоклиновом захвате при СПО и гашения реактивного момента при бурении. Турбобур располагается непосредственно над долотом и являет- ся машиной, преобразующей гидравлическую энергию потока бу- рового раствора в механическую энергию, необходимую для вра- щения долота. Турбобур представляет собой забойный гидравличе- ский агрегат с многоступенчатой гидравлической турбиной, приводимой в действие потоком бурового раствора, который зака- чивают в бурильную колонну с поверхности насосами. Турбобур (рис. 2.16) состоит из двух групп деталей: вращаю- щихся и не вращающихся. Не вращающуюся группу деталей со- ставляют переводник, при помощи которого турбобур соединяется с бурильной колонной, цилиндрический корпус 2 с кольцами пяты, дисками статора 4, средней опорой и ниппелем. К вращающейся группе деталей относится вал 1 с насаженными на нем дисками роторов 3 и пяты, закрепленными на валу при помо- щи шпонки, гайки и контргайки. Нижняя часть вала имеет отверстие 36 внутри и боковые каналы для протока раствора к долоту и снабжено резьбой, которой через переводник присоединяется долото. Рис. 2.16. Турбобур Турбина состоит из большого числа ступеней (100–350). Каждая ступень (рис. 2.16, Б) представляет собой два диска с лопатками: один диск – ротор – укреплен на валу турбобура, второй – статор. Лопатки статора и ротора расположены под углом друг к другу, вследствие чего поток жидкости, поступающий под углом из кана- лов статора на лопатки ротора, меняет свое направление и произво- дит силовое воздействие на них. В результате этого создаются си- лы, стремящиеся повернуть закрепленный на валу ротор в одну сто- рону, а закрепленный в корпусе диск статора – в другую сторону. Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки статора ниже расположенной ступени, где вновь происходит изме- нение направления потока жидкости и подача его на лопатки ротора 37 этой ступени. На роторе второй ступени также возникают силы, создающие активный крутящий момент, и т.д. Жидкость, поступающая в турбобур, проходит все его ступени и подводится к долоту. Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный момент, соз- даваемый на лопатках дисков статора, суммируется на корпусе тур- бобура. Эти оба момента – активный и реактивный – равны по ве- личине и противоположны по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается соединенной с ним бурильной колонне, а активный – долоту. Турбинный способ применяется в основном в наклонно- направленном бурении, вследствие чего применяется почти во всех скважинах, так как в Беларуси существуют проблемы с отводом земли под строительство буровых скважин. 2.3. Регулятор подачи долота (РПДЭ) Для эффективного разрушения проходимых в процессе бурения горных пород необходимо, чтобы на породоразрушающем инстру- менте поддерживалась определенная нагрузка. Поэтому по мере разрушения породы долото должно подаваться на забой, причем подавать его необходимо со скоростью, соответствующей темпу разрушения породы. Если темп разрушения превышает скорость подачи долота, то оно не догружается и процесс бурения протекает недостаточно эффективно. Если же подача опережает скорость раз- рушения горных пород, то долото перегружается, что может при- вести к его поломке и оставлению шарошек долота на забое. Наиболее простое решение этого вопроса – подача долота руч- ным способом путем растормаживания тормозным рычагом лен- точного тормоза буровой лебедки. Равномерность работы такой системы подачи долота всецело зависит от искусства бурильщика. При использовании регуляторов подачи долота бурильная ко- лонна на забой подается путем периодического растормаживания тормоза буровой лебедки или с помощью специального механизма, кинематически связанного с подъемным барабаном лебедки. В настоящее время буровые установки оборудуются регулятора- ми подачи долота с электроприводом (РПДЭ) (рис. 2.17). 38 Рис. 2.17. Регулятор подачи долота (РПДЭ) Эти регуляторы подачи состоят их трех основных частей: изме- рительной – измеряющей нагрузку на крюке, усиливающей изме- ряемые параметры и силовой – исполняющей команду. В РПДЭ входят следующие узлы:  регистратор веса рессорного типа, установленный на непод- вижной ветви талевого каната и предназначенный для измерения нагрузки на крюке;  узел установки веса и скорости подачи, предназначенный для задания желаемой нагрузки на долото и скорости подачи бурильной колонны;  полупроводниковый и магнитный усилители, предназначаемые для усиления сигналов, поступающих от датчика веса;  генератор постоянного тока с приводом от асинхронного элек- тродвигателя;  силовой узел, состоящий из двигателя постоянного тока, ре- дуктора, соединяемого с валом трансмиссии привода лебедки, и фрикционного колодочного тормоза. 2.4. Породоразрушающий инструмент Долото – буровой инструмент для механического разрушения горных пород на забое скважины в процессе ее проходки. 39 По характеру воздействия на породу долота можно классифици- ровать на 3 основных группы: 1) долота режуще-скалывающего действия; 2) долота дробяще-скалывающего действия; 3) долота режуще-истирающего действия. Долота режуще-скалывающие – лопастные долота (рис. 2.18), предназначенные для рабуривания вязких и пластичных пород не- большой твердости (вязких глин, малопрочных глинистых сланцев и др.) и малой абразивности. Рис. 2.18. Лопастные долота: а – двухлопастное; б – трехлопастное; в – пикообразное; г – шнековое; 1 – корпус; 2 – лопасть долота; 3 – промывочные каналы; 4 – армировка долот Долота дробяще-скалывающего действия – шарошечные долота (рис. 2.19), предназначенные для разбуривания неабразивных и абра- зивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких. Основными конструктивными особенностями долота шарошеч- ного каждого типоразмера являются конструкция шарошек, схема опор, промывочные устройства, наплавка зубьев твердым сплавом и оснащение шарошек твердосплавными зубками. Тип долота шаро- шечного определяется расположением шарошек и оснащением их 40 зубьями. Шарошки могут быть трех-, двух- и одноконусными. До- лота с двух- и трехконусными шарошками выполняются самоочи- щающимися, т.е. зубчатые венцы одной шарошки входят в проточ- ки между зубчатыми венцами других шарошек, благодаря чему происходит более эффективное самоочищение шарошек от выбу- ренной породы. Это положительно сказывается на показателях ра- боты долота. Такие шарошки имеют больший объем по сравнению с одноконусными, что позволяет разместить в них более мощную опору. Долота шарошечные выпускают в основном с многоконус- ными шарошками. Вершины конусов удалены за ось долота, что позволяет увеличить размеры опор шарошек. Рис. 2.19. Шарошечные долота: а – трехшарошечное; б – одношарошечное; 1 – наружная конусная присоединительная резьба (ниппель); 2 – секция (лапа) долота; 3 – шарошки; 4 – опора долота; 5 – зубья шарошек Долота режуще-истирающего действия – долота с алмазными и твердосплавными породоразрушающими вставками (рис. 2.20). Предназначены они для бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с по- родами средней твердости и даже малоабразивными твердыми. 41 Рис. 2.20. Долота с алмазными и твердосплавными породоразрушающими вставками По назначению буровые долота подразделяются бывают:  долота, разрушающие горную породу сплошным забоем;  долота, разрушающие горную породу кольцевым забоем (ко- лонковые бурголовки);  долота специального назначения. 42 3. КРЕПЛЕНИЕ (ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ) СКВАЖИН 3.1. Назначение операции Крепление – процесс укрепления стенок буровых скважин об- садными трубами и тампонажным раствором. Наиболее распро- странено крепление скважин последовательным спуском и цемен- тированием направляющей колонны, кондуктора, промежуточной и эксплуатационных колонн. Промежуточная и эксплуатационная ко- лонны могут быть спущены целиком, секциями и в виде потайных обсадных колонн, которые, как правило, входят в башмак преды- дущей колонны и в процессе проводки скважины могут быть нара- щены до устья. Спуск обсадных труб и цементирование скважин являются за- ключительными наиболее сложными и ответственными операциями при бурении скважин. От успешности цементирования зависят про- должительность и нормальная эксплуатация скважины, а если скважина разведочная, то и правильность оценки пласта и перспек- тивности изучаемого месторождения. Все способы цементирования имеют одну цель – вытеснить бу- ровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять последний на заданную высоту. В результате этого пре- дотвращается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой через заколонное пространство, обеспечива- ется длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям по- роды, обсадная колонна предохраняется от коррозии пластовыми водами и повышается ее несущая способность. Весь комплекс работ, связанных с замещением бурового раство- ра цементным (тампонажным), называется цементированием сква- жины или обсадной колонны; сюда же входят ожидание затверде- ния цементного раствора (ОЗЦ) и период формирования цементно- го камня. Назначение и функции, выполняемые цементным камнем, мно- гообразны: 1) разобщение пластов, их изоляции, т.е. образование в стволе; 2) безусадочного тампона, внутреннюю часть которого состав- ляет колонна обсадных труб. Важным условием является равномер- 43 ная толщина цементного камня со всех сторон. Размеры кольцевого зазора (т.е. толщина цементного кольца) не определяют качества разобщения пластов, однако влияют на формирование цементного камня или предопределяют его отсутствие; 3) удержание обсадной колонны от всевозможных перемещений; проседания под действием собственного веса, температурных де- формаций, деформаций вследствие возникновения перепадов дав- ления в колонне, ударных нагрузок, вращений и т.д.; 4) защита обсадной колонны от действия коррозионной среды; 5) повышение работоспособности обсадной колонны с увеличе- нием сопротивляемости повышенным (против паспортных данных) внешнему и внутреннему давлениям. Естественно, цементное коль- цо должно быть сплошным и иметь при этом определенную физи- ко-механическую характеристику; 6) сплошное цементное кольцо, приобретая в процессе форми- рования камня способность к адгезии (цементный камень сцепляет- ся с металлом труб, образуя интерметаллический слой), создает предпосылки к еще большему повышению сопротивляемости высо- ким внешним и внутренним давлениям. В настоящее время изучено значительное число факторов, опре- деляющих качество цементирования скважин. К основным из них относятся те, которые обеспечивают контактирование тампонажно- го раствора с породами и обсадной колонной при наиболее полном вытеснении бурового раствора тампонажным с заданными свойст- вами и наименьших затратах средств и времени: 1) сроки схватывания и время загустевания тампонажного рас- твора, его реологическая характеристика, седиментационная устой- чивость, водоотдача и другие свойства; 2) совместимость и взаимосвязь свойств буровых и тампонаж- ных растворов; 3) режим движения буровых и тампонажных растворов в зако- лонном пространстве; 4) объем закачиваемого тампонажного раствора, время его кон- такта со стенкой скважины; 5) качество и количество буферной жидкости; 6) режим расхаживания колонны в процессе цементирования; 7) применение скребков; 8) центрирование колонны; 44 9) устрой 3.2. В п ние: ц ная ем нифол Це товлен садную ра до к 1 – ш с центр сд использование э ств для повыше Оборудование, роцессе цемент ементировочны кость, станция ьда и цементиро ментировочный ия цементного колонну и про ольца «Стоп». Рис асси автомобиля; 2 обежным насосом; военное; 7 – бак ме лементов автом ния качества цем участвующее в ирования необх е агрегаты, цем контроля процес вочная головка. агрегат (рис. раствора, закачк качки цементно . 3.1. Цементировоч – коробка отбора м 4 – насос; 5 – колен рный с донными кл 9 – манифол атизации, прис ентирования. процессе цемен одимо следующ ентосмесители, са цементирова 3.1) предназнач и цементного р го раствора, бур ный агрегат: ощности; 3 – блок в о шарнирное; 6 – ко апанами; 8 – бачок ц ьд пособлений и тирования ее оборудова- осреднитель- ния, блок ма- ен для приго- аствора в об- ового раство- одоподающий лено шарнирное ементный; 45 Он состоит из следующих основных узлов: автомобиля, на кото- ром вдоль оси шасси установлен цементировочный насос, приводи- мый от ходового двигателя через коробку отбора мощности. Насос имеет разветвленную приемную (всасывающую) линию, соеди- няющую его с мерным баком через задвижку и позволяющую осу- ществлять двусторонний забор цементировочного раствора. Нагне- тательная линия высокого давления при помощи быстродействую- щих соединений легко присоединяется к заливочной головке, установленной на устье скважины. Основной и наиболее ответственной частью агрегата является цементировочный насос, с помощью которого закачивают цементи- ровочный раствор и продавочную жидкость. Цементосмеситель (рис. 3.2) предназначен для транспортирова- ния сухих тампонажных материалов, регулируемой подачи этих материалов и приготовления тампонажных растворов при цементи- ровании нефтяных и газовых скважин. Рис. 3.2. Цементосмесительная установка: 1 – автошасси; 2 – искрогаситель; 3 – трансмиссия; 4 – цистерна; 5 – пневмосистема; 6 – манифольд; 7 – брызговик; 8 – пульт управления; 9 – гидросмесительное устройство 46 Оср ности автомо Ст контро зания продав менти смонт Бл цемен Це тизаци бопро 1 – о Все ческой лонну рубки ные тр еднительная ем и дегазации цем биль на шасси к анция контроля ля за процессом количества зака очной жидкост рования и оконч ирована на базе ок манифольда тировочной голо ментировочная и устья скважин вода (блока мани Рис. 3.3. Голо бвязка; 2 – корпус; 6 – цем головки состоя резьбой для на соответствующ , к которым в пр убопроводы це кость предназн ентного раство оторого смонтир процесса цеме цементирован чиваемого цеме и, а также измен ания цементож автомобиля. предназначен д вки. головка (рис. 3 ы и присоедине фольда) цемент вка цементировочн 3 – крышка; 4 – нак ентная пробка; 7 – т из стального к винчивания кор его диаметра. По оцессе работы ментировочных ачена для вырав ра. Представляет ованы осадитель нтирования не ия, которые фик нтного раствора ение давления в а давлением «Ст ля обвязки все .3) предназначе ния к ней нагне ировочных агре ая универсальная ГЦ идная гайка; 5 – про стопорный винт орпус в нижней пуса головки на бокам корпуса присоединяются агрегатов. Так ж нивания плот- собой также ные бункеры. обходима для сируют пока- и количества процессе це- оп». Станция х агрегатов и на для герме- тального тру- гатов. У: бковый кран; части с кони- обсадную ко- имеются пат- нагнетатель- е на корпусе 47 установлено два стопора, при помощи которых в верхней части го- ловки удерживается предварительно вставленные пробки для про- качки цемента. Пробки разделительные продавочные (рис. 3.4) применяют при проведении цементировочных (тампонажных) работ в скважине и предназначены:  нижняя пробка (Н) – для очищения внутренней поверхности колонны обсадных труб от глинистой корки и разделения и предот- вращения смешивания в ней цементного (тампонажного) раствора и прокачиваемой впереди буферной жидкости;  верхняя пробка (В) – традиционно применяемая – необходима для получения скачка давления «Стоп», сигнализирующего об окончании процесса цементирования и для предотвращения смеши- вания и разделения цементного (тампонажного) раствора и прода- вочной жидкости (буровой раствор), прокачиваемых в колонне об- садных труб. Рис. 3.4. Пробка продавочная Пробки очищают внутреннюю поверхность обсадных труб от ос- татков бурового или цементного (тампонажного) раствора. Способы цементирования. Различают следующие способы:  одноступенчатое;  двухступенчатое;  манжетное;  обратное;  вторичное; 48  через заливочные трубы. На данном тренажере мы будем пользоваться лишь одноступен- чатым способом цементирования. 3.3. Последовательность выполнения операции Цементирование осуществляется следующим образом (рис. 3.5). Рис. 3.5. Схема одноступенчатого цементирования: а – скважина заполнена промывочной жидкостью 2, в колонну введена нижняя пробка 1, начинается закачка цементного раствора в колонну; б – после закачки требуемого цементного раствора 6 устанавливается верхняя пробка 5, цементный раствор продавливается до стоп кольца 3; в – цементный раствор выдавлен в затрубное пространство; г – обсадные трубы 4 опущены на забой 49 Через нижний отвод цементировочной головки в обсадную ко- лонну закачивается буферная жидкость. При выходе тампонажного раствора в заколонное пространство буфер не позволяет цементу перемешиваться с промывочным раствором и таким образом предо- храняет его от порчи, а также очищает стенки скважины от глини- стой корки. Вывинчивают стопор, удерживающий нижнюю пробку, и поверх нее в головку цементировочными насосами закачивают тампонаж- ный раствор, который готовят с помощью специальных смеситель- ных машин, установленных поблизости от скважины. Тампонажный раствор проталкивает нижнюю пробку по обсадной колонне. После закачки в обсадную колонну тампонажного раствора в объ- еме, достаточном для заполнения заданного интервала заколонного пространства скважины и участка колонны ниже стопорного кольца, закрывают краны на нижних боковых отводах головки и вывинчива- ют стопор, удерживающий верхнюю разделительную пробку. После того, как верхняя пробка войдет в обсадную колонну, вновь открывают краны на нижних боковых отводах головки и че- рез них закачивают продавочную жидкость. В качестве продавоч- ной обычно используют промывочную жидкость, которой была за- полнена скважина либо воду. Нижняя пробка дойдя до упорного кольца в колонне, останавливается. Так как нагнетание жидкости в колонну продолжается, давление в ней после остановки нижней пробки быстро растет. Под воздейст- вием разности давлений над пробкой и под ней мембрана в пробке разрушается и тампонажный раствор через проходной канал в пробке и отверстие в башмаке и башмачном патрубке вытесняется в заколонное пространство скважины. Плотность тампонажного раствора в большинстве случаев боль- ше, чем промывочной жидкости в скважине. Поэтому в процессе закачки цементного раствора, до его выхода в КП, давление в це- ментировочной головке будет понижаться и может дойти до нуля. Во избежание этого рекомендуется закачку цемента осуществлять с противодавлением на устье. С момента начала вытеснения тампонажного раствора в зако- лонное пространство давление в цементировочной головке и в на- сосах увеличивается по мере продвижения верхней пробки вниз по колонне. 50 После посадки верхней пробки на нижнюю давление в колонне резко возрастает. Это служит сигналом для прекращения нагнета- ния продавочной жидкости в колонну – краны на головке закрыва- ют, насосы останавливают, а скважину оставляют в покое на период твердения (ОЗЦ) тампонажного раствора. Пробки и сигнальное кольцо изготовляют из легко разбуриваемого материала. Нижняя пробка служит для предотвращения перемешива- ния тампонажного раствора с буферной жидкостью при движении по обсадной колонне и для сдирания пленки промывочной жидкости с внутренней поверхности труб. Верхняя пробка предотвращает пере- мешивание тампонажного раствора с продавочной жидкостью. 3.4. Основные сведения о конструкции скважины Несколько колонн обсадных труб различных диаметров и длины, концентрично спускаемых в скважину, в сочетании с такими вели- чинами, как диаметр и длина участков ствола скважины в толще горных пород, образованными долотами соответствующих разме- ров, применяемыми для бурения данной скважины на отдельных интервалах ее глубины, образуют конструкцию скважины. В каждой конструкции следует различать следующие ряды об- садных труб (рис. 3.6): направление, кондуктор, промежуточную колонну и эксплуатационную колонну. Второй ряд труб называется кондуктором. Роль кондуктора, как и направления, заключается в обеспечении устойчивости стенок скважины в верхнем ее интервале. Кондуктор спускается на глуби- ну на 20 м ниже подошвы меловых отложений. Главная задача пе- рекрыть пресные водоносные горизонты. Следующий ряд труб называется промежуточной колонной. Промежуточную колонну спускают в скважину для перекрытия надсолевых отложений, если мощность надсолевых отложений 2000 м и более и для установки противовыбросового оборудования (ПВО). Если мощность надсолевых отложений меньше 2000 м, то можно спускать и в соленосные отложения (совмещенное перекры- тие). Цемент поднимать до устья. Промежуточных колонн может быть несколько. Последней колонной, спускаемой в скважину, является эксплуа- тационная колонна. Эта колонна используется для извлечения нефти, газа ил горизо до заб послед Об имеют Рис. 3 3 – Кол го про вого п и фонт В з вается обвязы Об на кон стал, и пластовой вод нт. Эксплуатаци оя скважины или нем случае она н садные трубы вы такие же соеди .6. Технический разр а – технический ра промежуточная (те онные головки странства обсад ространства, уст анной арматуры ависимости от г от одной до пя ваются колонны вязка устья одн дуктор навинчи обвязывающий ы либо для наг онная колонна частично – на н азывается хвост пускают в инте нения между соб ез скважины и соот зрез; б – ствол; 1 – хническая) колонна 3.5. Колонные г предназначены ных колонн, кон ановки на них п в период экспл лубины и услов ти обсадных кол ми головками. околонной скваж вается фланец, эксплуатационну нетания воды в может быть спу ебольшом участ овиком, фильтро рвале диаметров ой как и буриль ветствующий ему с направление; 2 – кон ; 4 – эксплуатацион оловки для герметизаци троля герметич ревенторов в пе уатации скважин ий бурения сква онн, которые в ины заключает на котором кр ю колонну. Та 51 продуктивный щена от устья ке от забоя. В м. 89–508 мм и ные трубы. твол скважины: дуктор; ная колонна и межтрубно- ности кольце- риод бурения ы. жина обсажи- свою очередь ся в том, что епится пьеде- кие колонные 52 головк устье показа и устанавливаю 15–20 МПа. Обв на на рис. 3.7 и Рис. 3.7. Обвязка тся на неглубок язка скважин с рассчитывается устья скважины с тр их скважинах с тремя обсадным на давления 35 и емя обсадными кол давлением на и колоннами 70 МПа. оннами 53 В нижнем крестовике на резьбе крепят первую обсадную колон- ну, в нем же устанавливают клиновую подвеску 1, а в ней вторую обсадную колонну. Межтрубное пространство герметизируется сварным швом. Третья обсадная колонна крепится на крестовике 4 при помощи клиновой подвески 5, межтрубное пространство между второй и третьей обсадными колоннами герметизируется манжетой 6 и дополнительно сварным швом 7. Герметизация между фланцами осуществляется кольцом 2. Длина патрубков 3 может быть различ- ной в зависимости от общей высоты колонной головки. Колонные головки выпускаются по ТУ 26-02-421–72, которые предусматривают различные сочетания колонн: ООК1-350-146X219, ООК1-350-146X245, ООК2-350-146X219X299, ООК2-350-146Х219X324, ООК2-350-146Х219Х426, ООКЗ-350-146Х219Х299Х426, OOK3-350-146X219X324X426, OOK3-350-146X245X324X426. Здесь 350 и 700 – давления в кгс/см2; 146, 219, ..., 426 – диаметры обвязываемых колонн в мм. Корпуса колонных головок отливаются из стали. Колонные головки уплотняются манжетами, изготовленными из асбестофторкаучука, работоспособность которых обеспечивается при температуре до 150 °С. 54 4. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважин при бурении и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин с целью предупреждения открытых выбросов и фонтанов, а также для воздействия на продуктивный пласт при проявлениях. С помощью противовыбросового оборудования проводятся: бы- страя и надежная герметизация устья скважины при наличии и от- сутствии в ней колонны труб, расхаживание и проворачивание ко- лонны труб при герметизированном устье для предотвращения при- хвата, циркуляция раствора с созданием противодавления на пласт; закачивание раствора в пласт; срочная разрядка скважины. Противовыбросовое оборудование устанавливают после спуска кондуктора или промежуточной колонны, при бурении ниже которых ожидается вскрытие газовых, нефтяных и водоносных горизонтов. Рабочее давление превенторной установки должно быть не ме- нее максимального устьевого давления, ожидаемого в случае вы- броса и полной замены столба бурового раствора флюидом продук- тивного пласта. 4.1. Противовыбросовые превенторы Противовыбросовые превенторы – устройства, устанавливаемые на колонную головку скважины для обеспечения защиты возмож- ных проявлений скважины, которые могут привести к возникнове- нию высоких давлений в кольцевом пространстве скважины. Число, размеры и номинальные характеристики превенторов за- висят от глубины скважины и ожидаемых пластовых давлений. Превенторы подразделяют на три типа: универсальный, плашеч- ный и вращающийся. 4.1.1. Универсальные превенторы Эти превенторы сконструированы так, что они могут герметизи- ровать находящееся в скважине оборудование любого размера и формы, т. е. превенторы могут закрываться вокруг бурильных труб, УБТ, обсадных труб и перекрывать открытую скважину. 55 Универсальный превентор (рис. 4.1) – это фонтанная задвижка, которая обеспечивает герметическую изоляцию пространства за счет уплотнительного резинового элемента и закрывается первой в случае выброса из скважины. Рис. 4.1. Универсальный превентор Основные узлы превентора следующие: стальной корпус 3, пор- шень 4, камеры открытия 1 и закрытия 2, уплотнительный элемент 5, который включает кольцо из армированной синтетической рези- ны, имеющей высокую прочность на разрыв. Резиновые кольца могут сжиматься и охватывать бурильные трубы, НКТ или обсадные трубы, создавая герметическое уплотне- ние вокруг трубы и в затрубном пространстве. Универсальные превенторы могут закрываться только гидравли- чески: жидкость под давлением подается в рабочий цилиндр через камеру закрытия. Для конструкции, показанной на рис. 4.1, гидрав- лическое давление поднимает поршень, который сжимает уплотни- тельный элемент, усиленный вставками и создающий плотный кон- такт с бурильными трубами. Прилагаемое усилие рассчитано на 56 сжати тично Уп давлен крыти резуль ют пер Сущ сжати Об вентор вении лирую бы чер Пл ками зающи Тру вокруг е резинового эл е уплотнение. лотнительный эл ия жидкости в я. Под действие тате чего уплот воначальное по ествуют преве я уплотнительны ычно гидравлич а составляет 10 проявления для т до значения, н ез превентор. 4.1. ашечные превен четырех типов: ми. Р бные плашки бурильных труб емента до степ емент может бы пространство н м давления жид нительные элем ложение. нторы без рабо х элементов исп еское давление з ,33 МПа, котор создания упло еобходимого дл 2. Плашечные п торы (рис. 4.2) трубными, регу ис. 4.2. Плашечный предназначены , НКТ и обсадны ени, обеспечива ть освобожден з ад поршнем чер кости поршень енты расширяю чего поршня, в ользуют давлен акрытия универ ое прилагается п тнения. Затем д я извлечения бу ревенторы могут быть сна лируемыми, гл превентор для перекрытия х труб определе ющей герме- а счет подачи ез камеру от- опускается, в тся и занима- которых для ие жидкости. сального пре- ри возникно- авление регу- рильной тру- бжены плаш- ухими и сре- пространства нного размера. 57 Уплотнение создается двумя стальными плашками с имеющимися по- лукруглыми вырезами и резиновыми уплотнениями из двух частей. Полукруглые вырезы могут уплотняться по наружному периметру бу- рильных труб, НКТ, УБТ, ведущей и обсадной труб в зависимости от размеров выбранных плашек. Трубные плашки устроены таким обра- зом, что перед уплотнением трубы центрируются в скважине. Трубные плашки закрывают вручную и гидравлически для уп- лотнения кольцевого пространства ниже их. Трубные плашки с гид- равлическим приводом могут закрываться с пульта управления бу- рильщика, расположенного на полу буровой вышки, или дистанци- онно со специального пульта. Большинство трубных плашек закрываются при гидравлическом давлении в пределах 3,45– 20,67 МПа. Если бурильная колонна состоит из двух различных ти- поразмеров труб, то применяют два набора трубных плашек: один для труб меньшего диаметра, другой для большего. При спуске об- садной колонны трубные плашки заменяют новыми (если не ис- пользуют регулируемые плашки), соответствующими наружному диаметру труб. Конструкция плашек предусматривает их быструю смену, позволяет выдерживать давление в стволе скважины и обес- печивает необходимое уплотнение при падении гидравлического давления. Регулируемые плашки (РП). При проводке скважин плашки превентора необходимо менять при смене диаметра бурильных и обсадных труб. Регулируемые плашки разработаны для закрывания и уплотнения серии типоразмеров труб. Их применение позволяет избежать необходимости разработки превенторов для замены пла- шек под каждый новый размер труб. Наиболее распространенная конструкция РП – уплотнительные элементы с двутавровой формой вставок, запрессованных в резину. Эти вставки удерживают резину в элементе и вокруг трубы и таким образом предотвращают выдав- ливание уплотнительных элементов. Регулируемые плашки приво- дятся в действие так же, как и трубные. Глухие плашки аналогичны трубным плашкам за исключением уплотняющих элементов: резиновые вставки не имеют вырезов. Они предназначены для перекрытия ствола, когда в нем отсутству- ют бурильные и обсадные трубы. Срезающие плашки представляют собой один из видов глухих плашек, которые могут срезать трубу и перекрыть открытый ствол. 58 Больш срезан Вра тическ части щения подъем ются п качест серово инство срезающ ия трубы. 4.1.3. щающиеся прев ой герметизаци бурильной коло и расхаживан ных операций ри использован ве продувочных дород, а также п Ри их плашек треб Вращающиеся енторы (рис. 4.3 и устья буряще нны (ведущей и ия бурильной при герметизир ии газообразны агентов, при вс ри бурении на р с. 4.3. Вращающийс уют давления 2 превенторы ) предназначен йся скважины бурильной труб колонны, а т ованном устье. х агентов и пен крытии пластов авновесии «скваж я превентор 0,67 МПа для ы для автома- вокруг любой , замка), вра- акже спуско- Они применя- ных систем в , содержащих ина–пласт». 59 Вращающийся превентор состоит из неподвижного корпуса 1, вставного патрона 7, в котором на двух подшипниках 5 и 6 установ- лен вращающийся ствол 4. На конце ствола закреплен резиновый герметизатор 2, уплотняю- щий бурильную колонну. Межтрубное пространство уплотняется манжетами 3. Патрон 7 фиксируется в неподвижном корпусе 1 с по- мощью запорного устройства, состоящего из поршня 9 и пружины 8. Для извлечения патрона из корпуса под поршень запорного уст- ройства ручным насосом подают масло, сжимая пружину, отводят шток в крайнее положение и освобождают патрон 7. Они отличаются простотой устройства, небольшими габаритами и массой. В процессе проведения капитального ремонта обеспечивают герметизацию устья с вращающимся и неподвижным инструментом. 4.2. Система управления превенторами Противовыбросовый превентор управляется с помощью дистан- ционного пульта управления, работающего от гидравлического дав- ления в общей системе. Пульт управления закрывает каждый пре- вентор через систему трубопроводов и распределительные клапаны дистанционного управления. Пульт управления обычно монтируют на салазках и размещают на безопасном расстоянии от буровой вышки. Основные элементы системы управления следующие: батарея аккумуляторов, нагнетательные насосы, резервуар с жидкостью, манифольд и система трубопроводов для подачи жидкости к соот- ветствующему превентору (рис. 4.4). Привод насосов осуществляется от генераторов буровой уста- новки или от автономного источника питания. Последний обычно применяют в случае, когда двигатели буровой установки не рабо- тают, но необходимо использовать пульт управления превенторов. Основная функция системы управления – сохранение энергии (в аккумуляторах), которая может быть высвобождена в течение 30 с и менее. Эту энергию используют для закрытия превенторов. Для ра- боты превенторов могут применять буровые воздушные насосы или насос с ручным приводом, но они не обеспечивают быстродействие и их применяют только для работы нагнетательных насосов акку- муляторов. 60 1 – жидк 9, 10 1 15 – ли 17 – наход 19 – 21 – к Ак аккуму давлен лен от В каче онным няют д ра до т Пр ется. Рис. 4.4. Типова резервуар с жидкос ости и работы преве 7, 12, 22 – задвиж – регуляторы давле 1 – обратный клапа ния соединения для четырехходовой кл иться постоянно в с к клапану линии д онический вентиль для отсе кумуляторы. Гл ляторов. Аккум ия, заполненный жидкости резин стве жидкости м и добавками. Н ля нагнетания ж ех пор, пока дав и поступлении ж я система управлени тью; 2, 3 – линия ко нтора; 4, 5 – насос; ки и манометры; 8 ния (10,3–31 МПа) и н или шиберная зад другого насоса; 16 – апан (не должен им остоянии готовност росселирования; 20 (в линии закрытия у чения давления закр авный элемент улятор предста газом и жидко овой диафрагмо ожет быть вода асосы с пневмо- идкости из резе ление в системе идкости в акку я закрытием превен нтроля соответствен 6, 14 – полнопроход – батарея аккумуля обводной линии со вижка; 13 – обратны регулятор давлени еть обратного клап и); 18 – к плашечны – к универсальному ниверсального прев ытия превентора) системы управле вляет собой бал стью под давлен й (мембраной) и или жидкость с или электропри рвуара в батарею не достигнет раб муляторы азотны тора: но давления ные задвижки; торов; ответственно; й клапан; я (0–103,3 МПа); ана и должен м превенторам; превентору; ентора служит ния – батарея лон высокого ием. Газ отде- ли поплавком. антикоррози- водом приме- аккумулято- очего. й газ сжима- 61 Высокое давление газа способствует быстрому выпуску жидкости при опасности выброса, в результате чего достигается эффективное закрытие превентора. Аккумулятор на выходе снабжен клапаном, который закрывает- ся, когда давление жидкости уменьшается до некоторого предела. Это требуется для сохранения запаса азотного газа под давлением. Нижний предел давления жидкости составляет 2/3 общего дав- ления жидкости и определяется как количество жидкости, которое вытекает при уменьшении давления в аккумуляторах от рабочего давления до 8,27 МПа. Давление 8,27 МПа необходимо для поддержания универсально- го превентора в закрытом состоянии. Нагнетательные насосы для зарядки аккумуляторов могут быть с пневмо- или электроприводом и обычно имеют привод от двух независимых источников. Воздух под давлением может пода- ваться компрессором или из резервуара хранения. Для подачи элек- троэнергии необходим отдельный генератор. На рис. 4.5 приведены типовые схемы параллельных систем пневмоэлектропривода и электропривода для питания нагнетатель- ных насосов. Рис. 4.5. Типовые схемы параллельных систем пнезмоэлектропривода (а) и электропривода (б) насосов узла закрытия превентора: 1 – воздушные компрессоры; 2 – обратный клапан; 3 – насосы узла закрытия; 4 – источник электроснабжения; 5 – воздухосборник; 6 – генератор буровой установки; 7 – независимый генератор Резервуар для жидкости. В резервуаре содержится жидкость, используемая для зарядки аккумуляторов и при открытии превен- торов. Вместимость резервуара должна быть равна двойному объе- му используемой жидкости системы аккумуляторов. 62 Растворимое в пресной воде масло обычно применяют с до- бавлением гликоля (при температуре ниже 0 °С). Манифольд и трубопровод. Каждый превентор снабжен двумя линиями: открытия, закрытия; трубопроводы изготовлены из бес- шовных стальных труб с рабочим давлением до 34,45 МПа. 4.2.1. Манифольд дросселирования При проявлении (выбросе), поступившая в скважину пластовая жидкость вымывается на поверхность через трубопровод, который соединен с плашечным превентором, называемый линией дроссели- рования. Линия дросселирования включает регулируемые штуцеры (дрос- сели), линию подачи жидкости в резервуар для бурового раствора или на факельную линию. Штуцерный манифольд размещают на небольшом расстоянии от буровой вышки. Штуцерный манифольд должен иметь два регулируемых штуце- ра: один с ручным, а другой с гидравлическим приводом. Для регулирования потока в штуцере применяют цилиндриче- скую заслонку или иглу, которые перемещаются в цилиндрическом седле и проходном отверстии штуцера, регулируя диаметр проход- ного отверстия от полного закрытия до открытия. Регулируемые штуцеры не всегда способны полностью удержи- вать давление и некоторые их типы могут быть повреждены. Для этого на линии перед штуцером устанавливают шиберную задвижку. Регулируемые штуцеры снабжены устройством для определения степени открытия проходного отверстия. Буровые штуцеры имеют грубую калибровку (т. е. 1/8, 1/4, 1/2 и т. п.), которые соответствуют линейному положению заслонки относительно седла, а не площади эффективного потока. Манифольды снабжены применяемыми при добыче штуцерами, на которых степень открытия указывается с точностью до 1/64 эф- фективного проходного диаметра седла, т. е. установка на 32/64 указывает, что открытие эквивалентно половине диаметра проход- ного отверстия штуцера (50,8 мм). Штуцеры с ручным приводом приводят в действие штурвалом. 63 Штуцеры с гидравлическим приводом не имеют устройств руч- ного управления, а должны управляться с пульта, установленного рядом с буровой вышкой. Пульт управления оснащен манометрами для контроля давления в бурильных трубах, в манифольде и поло- жения штуцера. Он оснащен средствами автоматического управле- ния, с помощью которых штуцер открывается и закрывается при достижении выбранного значения давления в манифольде. Рис. 4.6. Типовые схемы обвязки штуцерного манифольда на рабочие давления 2М и 3М (а), 5М (б), 10М и 15М (в): 1 – регулируемый штуцер; 2 – к резервуару или газосепаратору; 3, 9, 14 – номинальный диаметр соответственно 50,8; 76,2 и 102 мм; 4 – задвижка диаметром 50,8 мм; 5 – штуцерная линия; 6 – выкидная линия превенторов; 7 – задвижка необязательна для манифольда с рабочим давлением 2М; 8 – сбросовая линия к резервуару; 10 – к резервуару; 11 – задвижка с дистанционным управлением; 12 – последовательность 64 задвижек произвольная; 13 – сбросовая линия; 15 – задвижка с дистанционным управлением или регулируемый штуцер; 16 – штуцер с дистанционным управлением Рекомендуется использовать манифольды на следующие значе- ния давлений: 13,78 и 20,67 МПа, 34,95 и 68,9 МПа (рис. 4.6). При давлениях 34,46 МПа и более штуцерная линия снабжена задвиж- кой с дистанционным управлением, устанавливаемой на выкиде превентора. 4.2.2. Линия глушения Если тяжелый буровой раствор не может быть прокачан по бу- рильным трубам, то используют вспомогательную линию для про- качки раствора вниз в затрубное пространство. Такую линию назы- вают линией глушения. Один конец линии глушения присоединен к боковому отводу ниже плашечного превентора, который закрыт, а другой – соединен с буровым насосом. Рекомендуется оборудо- вать линию глушения задвижками для соответсвующих ожидаемых давлений (рис. 4.7). Рис. 4.7. Типовые схемы линии глушения для рабочего давления 2М (резьбовые соединения необязательны) и 3М (а) и 5М, 10М и 15М (б): 1 – линия от буровых насосов; 2 – обратный клапан (необязателен); 3 – задвижки с номинальным диаметром 50,8 мм; 4 – задвижка необязательна для схемы с рабочим давлением 2М; 5 – выкидная линия превенторов; 6 – обратный клапан; 7 – номинальный диаметр 50,8 мм; 8 – линия дистанционного глушения; 9 – соединение с дистанционным насосом 65 5. КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ (КИП) Рациональная эксплуатация современного бурового оборудова- ния и инструмента требует применения специальных контрольно- измерительных приборов (КИП), позволяющих измерять и поддер- живать оптимальные параметры технологического режима бурения, работы различных механизмов, определять физическое состояние отдельных технических средств. Это позволяет повысить производительность буровых работ и безопасность их ведения, снизить аварийность в процессе сооруже- ния скважин, полнее использовать резервы буровой техники. 5.1. Гидравлический индикатор веса ГИВ6-М2 Индикатор предназначен для измерения усилий натяжения не- подвижного конца талевого каната при бурении, подземном и капи- тальном ремонте скважин. Индикаторы выпускаются в пяти модификациях, различающихся типом трансформатора давления и составом блока вторичных при- боров. Принцип действия индикатора (рис. 5.1) основан на преобразо- вании усилия Q натяжения каната 2, преломленного между крайни- ми опорами на корпусе 1 и поплавком 3, опирающемся на мембрану 4, в давление в камере трансформатора и последующем его измере- нии манометром 6. Давление в камере и усилие натяжения каната связаны зависи- мостью 2 cos ,QP F   где F – эффективная площадь мембраны; α – угол преломления каната. Индикатор (рис. 5.2) состоит из трансформатора давления 3 и блока вторичных приборов 1, соединенных трубопроводом 2. В зависимости от модификации индикатора блок вторичных приборов, смонтированный на раме 5, включает: указатель 6 с ос- новной и верньерной шкалой, пресс-бачок 7 и манометр самопи- 66 шущий 4 типа ДМ-2001 с часовым приводом диаграммы; указатель с основной шкалой и пресс-бачок и манометр самопишущий; указа- тель с основной шкалой и пресс-бачок. Пресс-бачок закреплен непосредственно на указателях. Рис. 5.1. Принцип действия индикатора: 1 – корпус трансформатора; 2 – канат; 3 – поплавок; 4 – мембрана; 5 – трубопровод соединительный; 6 – манометр Рис. 5.2. Индикатор веса: 1 – блок вторичного привода; 2 – трубопровод соединительный; 3 – трансформатор давления; 4 – манометр самопишущий; 5 – рама; 6 – указатель; 7 – пресс-бачок 67 Трансформаторы давления (рис. 5.3) выпускаются двух типов, одинаковых по конструкции и различающихся эффективной пло- щадью мембраны и расстоянием между крайними опорами и, сле- довательно, размерами составных частей. Рис. 5.3. Трансформатор давления: 1 – болт; 2 – штуцер; 3 – корпус; 4 – мембрана; 5 – пробка; 6 – шпилька; 7 – обойма; 8 – поплавок; 9 – упор; 10 – крышка На краях корпуса 3 крепятся крайние опоры, несущие ролики, обоймы 7, одна из которых – постоянно двумя болтами 1 с пружин- ными шайбами, другая, съемная, двумя шпильками 6 с гайками и контргайками. В средней части корпуса расположена камера, закры- ваемая гибкой плоской мембраной 4. Мембрана зажата на корпусе болтами М8 через крышку 10. На мембрану опирается поплавок 8, в котором на резьбе установлен упор 9, являющийся средней опорой. На цилиндрической поверхности поплавка нанесены три риски, совпадения средней риски с торцом крышки означает среднее по- ложение мембраны в трансформаторе давления, две крайние – пре- дельные положения (при выпуклой и вогнутой мембране). 68 Положение упора в поплавке определяется величиной зазора между торцом поплавка и нижним торцом упора и фиксируется от- носительно крышки проволокой с пломбой. В дне корпуса распо- ложены два отверстия: одно – для выпуска воздуха, закрывается пробкой 5, в другом установлен штуцер 2, к которому подсое- диняется соединительный трубопровод. Указатели (рис. 5.4–5.5) состоят из корпуса 1 с застекленной крышкой, установленной на корпусе на петле и закрываемой зам- ком. На дне корпуса закреплен манометрический механизм. Манометрический механизм указателя с основной шкалой (рис. 5.4) состоит из трубчатой манометрической пружины, непод- вижный конец которой впаян в держатель 6, а свободной тягой 4, регулируемой по длине, шарнирно соединен с сектором трибо- секторного механизма 3. На конце трубки механизма крепится стрелка 5. Шкала, имеющая на дуге 270 градусов 100 равномерных делений, оцифрованных через каждые 10 делений, закреплена на корпусе указателя. Держатель трубопроводом 7 соединен с тройни- ком 8 , закрепленном на боковой поверхности корпуса. Рис. 5.4. Манометрический механизм указателя с основной шкалой: 1 – корпус; 2 – манометрическая пружина; 3 – трибосекторный механизм; 4 – тяга; 5 – стрелка; 6 – держатель; 7 – трубопровод; 8 – тройник 69 Манометрический механизм совмещенного указателя с ос- новной и верньерной шкалой (рис. 5.5) состоит из двух совме- щенных механизмов, конструктивно аналогичных механизму указа- теля с основной шкалой и отличающихся друг от друга размерами манометрических пружин и передаточным отношением трибо- секторного механизма. Рис. 5.5. Манометрический механизм совмещенного указателя с основной и верньерной шкалой: 1 – корпус; 2 – манометрическая пружина верньерного механизма; 3 – основной трибосекторный механизм; 4 – манометрическая пружина основного механизма; 5 – верньерный трибосекторный механизм; 6 – тяги верньерного механизма; 7 – тяги основного механизма; 8 – держатель; 9 – трубопровод; 10 – тройник; 11 – стрелки Трибо-секторный механизм совмещенного указателя имеет две трибки, находящиеся на одной оси, на которых закрепляются стрелки. Шкала совмещенного указателя имеет 40 неоцифрованных равно- мерных делений верньерной шкалы и 100 равномерных делений ос- новной шкалы. Угол поворота стрелки при максимальном давлении 1,0 МПа составляет для основной шкалы 270°, верньерной – 1800°. Пресс-бачок (рис. 5.6) состоит из корпуса 2, в дно которого вва- рен запорный вентиль 1, и крышки 6, закрепленной на корпусе на 70 резьбе. В центральном резьбовом отверстии крышки установлен винт 4 с воротком 5, шарнирно соединенный с поршнем 7, имею- щим резиновое уплотняющее кольцо 8. Рис. 5.6. Пресс-бачок: 1 – запорный механизм; 2 – корпус; 3 – пробка; 4 – винт; 5 – вороток; 6 – крышка; 7 – поршень; 8 – кольцо Заполнение пресс-бачка производится через заливочное отвер- стие в крышке, закрываемое пробкой 3, при верхнем положении поршня. Определение веса инструмента и нагрузки на вышку произво- дится по показаниям основной шкалы указателя и манометра само- пишущего с учетом оснастки талевой системы. Нагрузка на долото определяется как разность между весами подвешенного и опертого на забой инструмента. 71 5.2. Датчики давления и расхода Устанавливаются на всех линиях подачи технологических жид- костей в скважину и из нее. Имеют разный принцип действия и диапазон измерений в зависимости от конкретных геолого- технических условий и применяемого оборудования. Датчики давления (манометры) и расхода (расходомеры) являются основным элементом контроля процессов промывки скважины при бурении, цементирования, ликвидации водонефтегазопроявлений. 72 КРАТКИЙ ТЕРМИНОЛОГИЧЕСКИЙ СЛОВАРЬ А Авария в скважине – состояние скважины, при котором процесс углубки ее прекращается из-за нарушения нормального хода работы. Авария в скважине возникает вследствие прихватов и обрывов буро- вого снаряда, нарушения крепления стенок скважины и т.д. Агрегат буровой – комплект оборудования, включающий буро- вой станок, промывочный насос и силовые приводы к ним, а также аппаратуру контроля и регулирования процессов бурения. Агрегат цементировочный – комплекс машин и устройств для приготовления цементного раствора, а также для закачивания его в скважину и продавливания в затрубное пространство. Б Бурение вращательное – способ бурения, при котором разруше- ние горных пород осуществляется путем непрерывного вращения породоразрущающего инструмента с приложением осевой нагрузки. Бурение разведочное – бурение скважин с целью разведки ме- сторождений полезных ископаемых и при инженерно-геологи- ческих изысканиях. Бурение роторное – вид вращательного способа бурения, при котором вращение бурового снаряда осуществляется с помощью ротора. Бурение скважин – выполнение комплекса операций, в резуль- тате которых в земной коре создается скважина. Бурение скважин с нагрузкой – процесс бурения, при котором осевая нагрузка на породоразрущающий инструмент осуществляет- ся суммарным воздействием веса бурового снаряда и дополнитель- ной нагрузки. Бурение скважин с разгрузкой - процесс бурения, при котором осевая нагрузка на породоразрущающий инструмент осуществляет- ся частью веса бурового снаряда. Бурение турбинное – вид вращательного способа бурения, при котором вращение породоразрущающего инструмента (колонкового набора) осуществляется турбобуром. 73 Бурильная труба утяжеленная – стальная труба со специаль- ными резьбами или резьбовыми соединениями на концах, имеющая увеличенную толщину стенки и большой вес одного погонного метра по сравнению с бурильной трубой. Буровая установка стационарная – буровая установка, со- стоящая из блоков, транспортировка которых осуществляется с ис- пользованием универсальных транспортных средств. В Ванна нефтяная (кислотная, водяная) – закачивание опреде- ленного количества нефти (кислоты, воды) в скважину для умень- шения силы трения между горной породой и шламом и прихвачен- ной частью бурового снаряда с целью облегчения его подъема. Вертлюг-амортизатор – амортизирующее устройство, вклю- чаемое между талевым канатом и элеватором, вертлюгом- сальником и др. грузозахватными приспособлениями. Вертлюг-сальник – устройство для подвешивания колонны бу- рильных труб, допускающее свободное вращение последней и по- дачу в нее промывочной жидкости. Вес объемный – отношение веса породы с естественной влаж- ностью и структурой, со всеми содержащимися в порах жидкостями и газами, к ее объему. Вес промывочной жидкости удельный – параметр, характеризую- щий вес единицы объема промывочной жидкости, выражаемый в г/см3. Вес удельный – отношение веса твердой фазы породы к объему твердой фазы. В литературе, обычно, удельный вес приводится как величина безразмерная, представляющая собой отношение веса твердой фазы породы к весу воды при температуре 4 °С, взятых в одинаковых объемах. При этой температуре вода имеет плотность равную 1,0. Отсюда удельный вес и плотность любой породы чис- ленно равны друг другу. Вибросито – устройство для очистки промывочной жидкости с помощью вибрирующего сита. Вид бурения – разновидность практического применения различ- ных способов бурения. Различают виды бурения в зависимости от типа вращателя (роторное, турбинное, электробуром), вида породо- разрущающего инструмента (твердосплавное, дробовое, алмазное, 74 шарошечное), расположения привода (бурение поверхностными ма- шинами, бурение забойными машинами), способа удаления разру- шенной породы (бурение с промывкой, продувкой и без промывки). Водонасыщение – способность породы поглощать воду при на- сыщении под вакуумом, при повышенном давлении или при кипя- чении. Определяется как отношение разности в массах водонасы- щенного и свободно насыщенного образцов породы к массе сво- бодно насыщенного образца. Водоотдача – способность водонасыщенной породы отдавать воду под действием силы тяжести. Водоотдача промывочной жидкости – параметр, характери- зующий способность промывочной жидкости отфильтровывать дисперсную среду при наличии разности давлений. Измеряется объемом фильтрата, полученного с определенной поверхности фильтра в единицу времени. Водоотдача удельная – количество воды, отдаваемое единицей объема породы. Определяется как отношение объема свободно вы- текающей из породы воды к объему породы. Водопоглащение – способность сухой породы впитывать воду при выдержании ее в воде при атмосферном давлении в комнатной температуре. Определяется как отношение разности в массах свобод- но-насыщенного и сухого образцов породы в массе сухого образца. Вышка буровая – сооружение, устанавливаемое над устьем скважины, предназначенное для восприятия усилий, возникающих при производстве спуско-подъемных операций и позволяющее раз- мещать часть бурового оборудования, инструмента и приспособле- ний. В геологоразведочном бурении применяются буровые вышки башенного типа и буровые мачты. Г Газо-нефте-водопроявление – проникновение из пласта горной по- роды в скважину газа, нефти или воды при превышении пластового дав- ления над гидравлическим давлением столба промывочной жидкости. Гидромонитор – приспособление для перемешивания промы- вочной жидкости в приемных емкостях струей воды с целью удале- ния пузырьков газа, снижения статического напряжения сдвига, поддержания утяжелителя во взвешенном состоянии и т.д. 75 Гидроциклон – устройства для очистки промывочной жидкости с использованием центробежной силы струи жидкости, движущейся по касательной к емкости в виде конуса. Глубина скважины – расстояние между устьем скважины и за- боем по вертикали. Головка отводная – приспособление, устанавливаемое на устье скважины для отвода промывочной жидкости, выходящей из сква- жины в процессе бурения. Головка предохранительная – приспособление для предохра- нения верхнего конца колонны обсадных труб от повреждения при забивании ее в скважину. Головка цементировочная – герметизирующее устройство, ус- танавливаемое на устье скважины при закачивании цементного рас- твора под давлением. Горизонт водоносный – комплекс более или менее проницаемых пород, содержащих воду и выделяющих ее при вскрытии горизонта. Д Дебит скважины – объем жидкости, выдаваемой скважиной в единицу времени при установившемся постоянном динамическом уровне. Выражается в л/с или м3/ч. Дебит скважины удельный – отношение общего дебита сква- жины к понижению уровня. Диаметр скважины – диаметр поперечного сечения скважины. Длина скважины (протяженность скважины) – расстояние меж- ду устьем и забоем скважины по ее оси. Добавка к раствору цементному или промывочному – естест- венное или искусственное вещество, применяемое для изменения свойств цементного или глинистого раствора. Дроссель – устройство для регулирования давления масла в гид- росистеме бурового станка путем изменения сечения проходного отверстия. Е Емкость приемная – часть очистной системы, представляющая собой емкость для отстоя промывочной жидкости. 76 Емкость доливная – это емкость для долива скважины при про- ведении подъеме инструмента, когда необходимо поддерживать уровень раствора на устье. Предназначена для быстрого заполнения скважины и точного определения долитого объема раствора. Ж Жидкость промывочная – вода или глинистый раствор различ- ного состава, применяемые для промывки скважины. З Забой скважины – поверхность донной части скважины, обра- зующая в результате воздействия породоразрушающего инструмен- та на горную породу. Забуривание скважины – комплекс операций, выполняемый в начальный период бурения скважины. При забуривании скважины особое внимание уделяется строгому соблюдению заданного направ- ления скважины в верхней малоустойчивой зоне коры выветривания. Затяжка бурового снаряда – прихват бурового снаряда при подъеме его из скважины, когда вес «на крюке» превышает вес бу- рильной колонны, возникающий при сужении ствола скважины, образовании желобов и др. И Измерение диаметра скважины (кавернометрия) – специаль- ные операция, проводимая с целью измерения диаметра скважины и контроля за его изменением при бурении. Ископаемое полезное – природные минеральные вещества, представляющие интерес для их промышленного использования. Искривление скважины – изменение зенитного угла или ази- мута, либо одновременно зенитного угла и азимута скважины в процессе бурения. В результате изменения зенитных углов скважи- ны происходит ее зенитное искривление, в результате изменения азимутов – азимутальное. Одновременное изменение зенитных уг- лов и азимутов вызывает полное искривление (пространственное). 77 К Клапан донный (храпок) – приспособление, препятствующее вытеканию промывочной жидкости из всасывающего шланга во время остановки промывочного насоса и предохранения последнего от засорения. Клапан обратный – приспособление, устанавливаемое на ниж- нем конце колонны обсадных труб при спуске ее в скважину с жид- костью с целью уменьшения нагрузки на подъемный крюк. Клапан предохранительный – автоматическое устройство для выпуска газа, пара или жидкости при достижении давления выше установленного предела. Кондуктор – колонна обсадных труб, спускаемая в скважину по- сле направляющей трубы, для закрепления стенок скважины в зоне неустойчивых пород и сохранения направления ствола скважины. Конструкция скважины – схема устройства скважины, в кото- рой указывается изменение диаметра последней с глубиной, а также диаметра и длины колонн обсадных труб, с указанием интервалов цементирования. Корка фильтрационная (глинистая корка) – параметр, харак- теризующий толщину и липкость глинистой корки, получаемой при определении водоотдачи глинистого раствора специальными при- борами. Кран трехходовой (тройник) – арматурная деталь для полного или частичного перекрытия трубопровода с произвольным сообще- нием трех труб. Крепление скважины – мероприятие по закреплению (поддер- жанию) слабых неустойчивых и трещиноватых стенок скважины, обеспечивающее проходку скважины до проектной глубины. В бу- ровой практике для крепления скважины в основном применяются обсадные трубы. Крепление скважины при помощи обсадных труб называется обсадкой скважины. Существуют также различные методы крепления скважины без труб – беструбное крепление. Наиболее распространенными методами беструбного крепления являются методы глинизации и цементирования. Кронблок – неподвижное грузоподъемное устройство, состоя- щее из системы канатных шкивов, устанавливаемых на одной или нескольких осях. 78 Кронблок перемещающийся – специальный кронблок, имею- щий горизонтальное перемещение и применяющийся при кустовом бурении скважин. Л Лебедка – грузоподъемный узел бурового станка (буровой уста- новки), служащий для производства спуска и подъема бурового снаряда и колонны труб. При роторно-турбинном бурении лебедка используется для подачи бурового снаряда в процессе углубки скважины. М Муфта трубная – деталь для соединения бурильных и обсадных труб одинакового диаметра, имеющих наружную резьбу. Манифольд – система трубопроводов и запорной аппаратуры в обвязке устья скважины при бурении и при ее эксплуатации. Н Нагнетание – вид опытных гидрогеологических работ, служа- щих для определения водопроницаемости горных пород. Осуществ- ляется путем закачивания воды в скважину под давлением. Нагне- тание производится при нескольких ступенях давления. Нагрузка осевая на породоразрушающий инструмент – пара- метр режима бурения, определяемый усилием, приложенным по оси бурового снаряда к породоразрущающему инструменту. Нагрузка удельная на породоразрущающий инструмент – па- раметр режима бурения, определяемой осевой нагрузкой, приходя- щейся на единицу длины или площади рабочей поверхности поро- доразрущающего инструмента. Налив – вид опытных гидрогеологических работ, служащих для определения водопроницаемости сухих горных пород. Осуществля- ется путем налива воды в скважину. Налив может производится при наличии наблюдательных скважин, так и без них, обязательно при трех различных динамических уровнях. 79 Напряжение механическое – мера внутренних сил, возникаю- щих в деформируемой породе под воздействием внешних усилий. Напряжение разрушающее – мера внутренних сил в деформи- руемой породе, вызывающих ее разрушение. Наращивание бурового снаряда – комплекс операций, связан- ных с увеличением длины бурового снаряда путем включения до- полнительной бурильной трубы в состав колонны бурильных труб, находящихся в скважине. Насос промывочный – машина, предназначенная для подачи промывочной жидкости в скважину. О Образование сальников в скважине – образование толстых корок на стенках скважины и на бурильных трубах за счет налипа- ния шлама. Ограничитель подъема талевого блока (противозатаскива- тель) – автоматическое устройство, обеспечивающее остановку та- левого блока при достижении им определенной высоты. Осложнения в скважине – состояние скважины при котором на- рушается нормальный процесс бурения и дальнейшая углубка ее, как правило, становится невозможной, либо бурение продолжается, но снижается производительность. К осложнениям в скважине относят потерю циркуляции промывочной жидкости, обвалы, сопровождаю- щиеся затяжкой инструмента, газо-нефте-водопроявления и т.д. Откачка – вид опытных гидрогеологических работ, служащих для определения гидрогеологических параметров (дебита, удельно дебита, коэффициент фильтрации, радиуса влияния и прочее). От- качка производится из скважины, шурфа, колодца и других вырабо- ток насосом, эрлифтом или ведром. Откачка подразделяется на руч- ные и механические. В зависимости от степени детальности прово- димых работ откачки могут быть пробные и опытные. Обвязка (устья) скважины – включает в себя оборудование, начиная с колонной головки и оборудования для герметизации устья скважины (ПВО) и заканчивая подводящими и отводящими линиями манифольда. 80 П Параметры промывочной жидкости – показатели, характери- зующие определенные свойства промывочной жидкости. Основны- ми параметрами промывочной жидкости являются: удельный вес (плотность), условная вязкость, статическое напряжение сдвига, водоотдача, фильтрационная корка, стабильность, отстой, содержа- ние песка, содержание газа и показатель рН. При бурении в много- летней мерзлоте важным параметрам промывочной жидкости явля- ется его температура. Параметры промывочной жидкости опреде- ляются специальными приборами. Параметры режима бурения – фактор, влияющий на показате- ли бурения, задаваемый, изменяемый и поддерживаемый буриль- щиком или автоматом в процессе углубки скважины. К числу этих факторов относятся: осевая нагрузка, число оборотов бурового сна- ряда, количество промывочной жидкости или газа при вращатель- ном бурении; число ударов, высота сбрасывания, угол поворота до- лота и вес бурового снаряда при ударном бурении; амплитуда и частота колебаний, возмущающая сила при вибрационном бурении и другие факторы в зависимости от способов бурения. Подача бурового снаряда – регулируемое поступательное пе- ремещение бурового снаряда в процессе углубки скважины. Вели- чина подачи бурового снаряда зависит от физико-механических свойств горных порол и типа бурового оборудования. Подсвечник – устройство, служащее основанием для бурильных свечей, устанавливаемое около устья скважины. Прихват бурового снаряда (обсадных труб) в скважине – группа аварий, вызванных прихватом бурового снаряда (колонны обсадных труб) в скважине, причинами которых является обвал стенок скважины, зашламование и др. Пробка «искусственный забой» – приспособление для пере- крытия скважины в определенном интервале с целью создания ис- кусственного забоя. Пробка предохранительная – пробка для предохранения внут- ренних резьб труб от повреждения при транспортировке. Пробка цементировочная – приспособление для задавливания цементного раствора в затрубное пространство и разобщения двух видов жидкости при тампонировании скважины. 81 Промывка (продувка) скважины – операция, предназначенная для очистки забоя скважины от шлама и охлаждения породоразру- щающего инструмента. Промывка также применяется для крепле- ния неустойчивых стенок скважины, уменьшения трения бурового снаряда о стенки скважины и его износа, приведение в действие не- которых забойных машин и механизмов и т.д. Промывка (продувка) скважины обратная – промывка (про- дувка) скважины, при которой промывочная жидкость (газ) нагне- тается в скважину через кольцевой зазор между снарядом и стенка- ми скважины и поднимается внутри бурового снаряда. Применение обратной промывки требует специального оборудования устья скважины. Промывка (продувка) скважины прямая – промывка (продув- ка) скважины, при которой промывочная жидкость (газ) нагнетается в скважину через буровой снаряд и поднимается по кольцевому за- зору между снарядом и стенками скважины. Пространство кольцевое – пространство между наружной и внутренней поверхностями двух различных колонн труб, а также между наружной поверхностью колонны бурильных или обсадных труб и стенками скважины. Пространство межтрубное – пространство между наружной и внутренней поверхностями двух различных колонн труб. Р Раствор глинистый – промывочная жидкость, представляющая собой суспензию, в которой глина является дисперсной фазой, а вода – дисперсионной средой. Высококачественные глинистые растворы по своим свойствам приближаются к коллоидальным растворам. Раствор утяжеленный – промывочная жидкость различного со- става, содержащая в дисперсной фазе утяжеляющие тонко измель- ченные порошки минералов (барит, гематит и т.д.), имеющие удельный вес более 4 г/см3. Утяжеленный раствор применяется для промывки скважин при бурении в условиях высокого пластового давления и бокового давления на стенки скважины. Расхаживание бурового снаряда – периодическое поднимание и опускание бурового снаряда в процессе бурения. Расхаживание применяется при безнасосном бурении для предупреждения зашла- 82 мования и прихватов бурового снаряда, а также при ликвидации самозаклинивания керна. Расход промывочной жидкости – параметр режима бурения, определяемый количеством промывочной жидкости (газа), пода- ваемой на забой скважины, для выноса шлама и охлаждения поро- доразрушающего инструмента в единицу времени. Регулирование осевой нагрузки – изменение величины осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент в процессе углубки скважины. Регулятор подачи – устройство, осуществляющее процесс регу- лирования скорости подачи породоразрушающего инструмента. Существуют регуляторы подачи механические, гидравлические, электрические. Ротор – узел роторного бурового станка, служащий для переда- чи вращения буровому снаряду и допускающий свободное поступа- тельное движение последнего. Ротор является опорой для колонн труб при их спуске и подъеме. С Сальник буровой – устройство, обеспечивающее подачу про- мывочной жидкости или газа от нагнетательного шланга во вра- щающуюся колонну бурильных труб. Свеча бурильная – составная часть колонны бурильных труб, состоящая из двух или нескольких соединенных между собой бу- рильных труб, предназначенная для ускорения спуско-подъемных операций. Свечеприемник – устройство в буровой вышке, служащее для размещения бурильных свечей в определенном порядке. Система очистная (циркуляционная система) – система, предназначенная для очистки и хранения промывочной жидкости, состоящая из приемной емкости, отстойников и желобов. В очист- ную систему включается гидроциклон, вибросита и т.д. Система талевая – грузоподъемное устройство, состоящее из кронблока, талевого блока и стального каната, служащее для увели- чения грузоподъемности на крюке при производстве спуско- подъемных операций. 83 Скважина буровая – цилиндрическая горная выработка в зем- ной коре, характеризуемая относительно малым диаметром по сравнению с длиной и проводимая без доступа человека в нее. Скважины могут быть пробурены под любым углом наклона как с поверхности земли, так и из подземной горной выработки. Скорость восходящего потока промывочной жидкости (газа) оптимальная – скорость потока промывочной жидкости (газа), обеспечивающая очистку забоя скважины от шлама, при прямой или обратной промывке (продувке). Скорость вращения породоразрущающего инструмента – па- раметр режима бурения, определяемый линейной скоростью точки, находящейся на наружной части рабочей поверхности вращающе- гося породоразрущающего инструмента. Содержание газа – параметр, характеризующий содержание природного газа в промывочной жидкости, %. Спуск бурового снаряда – комплекс операций, выполняемых при спуске бурового снаряда на забой скважины. Статическое напряжение сдвига (СНС) – параметр, характери- зующий прочность структуры промывочной жидкости, мг/см2, Па. Сужение ствола скважины – уменьшение или полное перекры- тие проходного диаметра скважины, вызванное набуханием пород под влиянием фильтрации промывочной жидкости, деформацией пластичных пород под действием горного давления, образованием толстых глинистых корок и т.д. Т Труба бурильная (штанга) – цельнотянутая стальная труба со специальными резьбами или резьбовыми соединениями на концах, позволяющими собирать колонну бурильных труб необходимой длины. Труба ведущая – труба, служащая для передачи вращения от станка к бурильным трубам. Ведущая труба отличается от буриль- ных труб сечением (треугольная, квадратная, шестиугольная и т.д.). Труба направляющая («направление») – обсадная труба, слу- жащая для крепления устья скважины, а также для придания пра- вильного направления стволу скважины. 84 Труба обсадная – цельнотянутая стальная труба с резьбами на концах, являющаяся частью колонны обсадных труб. Турбобур – буровая забойная многоступенчатая гидравлическая машина, в рабочих элементах которой, гидравлическая энергия про- мывочной жидкости превращается в механическую энергию вращаю- щегося вала, соединенного с породоразрущающим инструментом. У Углубка скважины – поступательное перемещение забоя сква- жины под воздействием породоразрущающего инструмента на гор- ную породу. Указатель веса (дриллометр, индикатор давления, динамо- метр) – прибор для определения веса бурового снаряда и контроля осевой нагрузки на забой в процессе углубки скважины. Уровень динамический – уровень подземных вод, снизившийся вследствие откачки или повысившийся в результате нагнетания во- ды в водоносный горизонт. Уровень пьезометрический – уровень, устанавливающийся в скважинах при вскрытии напорных вод. Уровень статический – естественный, не нарушенный откачкой или нагнетанием, уровень подземных вод. Устье скважины – место пересечения скважиной земной по- верхности (поверхности горной выработки при бурении в подзем- ных условиях). Утяжелитель – тонкоизмельченная добавка различного мине- рального состава, предназначенная для повышения удельного веса промывочной жидкости или цементного раствора. Ц Цемент тампонажный – специальный цемент, предназначенный для цементирования скважин, характеризующийся повышенной прочностью и определенными сроками схватывания и твердения. Цементирование затрубного пространства – комплекс работ, связанных с закачкой цементного раствора в затрубное пространст- во, с целью изоляции последнего. 85 Ч Число оборотов бурового снаряда – параметр режима бурения, определяемый числом оборотов породоразрущающего инструмента в единицу времени. ЧДХ – число двойных ходов поршней бурового насоса, опреде- ляющее интенсивность подачи им жидкости (в скважину). Э Элеватор – грузозахватное устройство, подвешиваемое к подъ- емному крюку (вертлюгу-амортизатору), служащее для присоеди- нения и удержания бурильных труб с замковыми или двухпрорез- ными ниппельными соединениями при производстве спуско- подъемных операций. Элеватор для обсадных труб – грузозахватное устройство для присоединения и удержания труб с муфтовыми соединениями, под- хватывающее их под муфты при спуске или подъеме. Элеватор полуавтоматический – специальный элеватор, авто- матически отсоединяющийся от бурильной свечи при установке ее на подсвечник. 86 ЛИТЕРАТУРА 1. Вадецкий, Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учеб- ник для нач. проф. образования / Ю. В. Вадецкий. – М: Академия, 2003. – 352 с. 2. ГИВ 6–М2 Гидравлический индикатор веса. Техническое опи- сание и инструкция по эксплуатации: 423311.001 ТО. 3. Абдрахманов, Г. С. Контроль технологических процессов в бурении / Г. С. Абдрахманов. – М.: Недра, 1974. – 376. 4. Рабиа, Х. Технология бурения нефтяных скважин: пер. с англ. / пер. В. Г. Григулецкого, Ю. М. Кисельмана; под. ред. В. Г. Григулецкого. – М.: Недра, 1989. – 413 с. 5. Пустовойтенко, И. П. Предупреждение и методы ликвидации аварий и осложнений в бурении: учебное пособие для профтех- образования / И. П. Пустовойтенко. – М.: Недра, 1987. – 237 с. 6. Середа, Н. Г. Основы нефтяного и газового дела / Н. Г. Середа, В. М. Муравьев. – М.: Недра, 1980. – 256 с. 7. Мавлютов, М. Р. Технология бурения глубоких скважин / М. Р. Мавлютов [и др.]. – М.: Недра, 1982. – 389 с. 8. Алексеевский, Г. В. Буровые установки Уралмашзавода / Г. В. Алексеевский. – М.: Недра, 1980. – 567 с. 9. Лесецкий, В. А. Буровые машины и механизмы / В. А. Лесец- кий, А. Л. Ильский. – М.: Недра, 1980. – 469 с. 10. Кирсанов, А. Н. Буровые машины и механизмы / А. Н. Кир- санов, В. П. Зиненко, В. Г. Кардыш. – М.: Недра, 1981. – 447 с. 11. Ильский, А. Л. Оборудование для бурения нефтяных сква- жин / А. Л. Ильский. – М.: Машиностроение, 1980. – 228 с. 12. Элияшевский, И. В. Типовые задачи и расчеты в бурении / И. В. Элияшевский, М. Н. Сторонский, Я. М. Орсуляк. – М.: Недра, 1982. – 293 с.  ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................. 3 1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ (СПО) ................................................................................ 4 2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ .............................................................................................. 17 2.1. Роторное бурение ..................................................................... 17 2.2. Турбинное бурение................................................................... 35 2.3. Регулятор подачи долота (РПДЭ) ........................................... 37 2.4. Породоразрушающий инструмент .......................................... 38 3. КРЕПЛЕНИЕ (ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ) СКВАЖИН ..................... 42 3.1. Назначение операции ............................................................... 42 3.2. Оборудование, участвующее в процессе цементирования .. 44 3.3. Последовательность выполнения операции .......................... 48 3.4. Основные сведения о конструкции скважины ...................... 50 3.5. Колонные головки .................................................................... 51 4. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ........................................................................................ 54 4.1. Противовыбросовые превенторы ............................................ 54 4.1.1. Универсальные превенторы ............................................ 54 4.1.2. Плашечные превенторы ................................................... 56 4.1.3. Вращающиеся превенторы .............................................. 58 4.2. Система управления превенторами ........................................ 59 4.2.1. Манифольд дросселирования .......................................... 62 4.2.2. Линия глушения ............................................................... 64 5. КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ (КИП) .............. 65 5.1. Гидравлический индикатор веса ГИВ6-М2 ........................... 65 5.2. Датчики давления и расхода .................................................... 71 КРАТКИЙ ТЕРМИНОЛОГИЧЕСКИЙ СЛОВАРЬ ........................... 72 ЛИТЕРАТУРА ...................................................................................... 86   Учебное издание МАТВЕЕНКО Денис Сергеевич КЛИМОВИЧ Алексей Валерьевич БАБЕЦ Михаил Анатольевич ТРЕНАЖЕР-ИМИТАТОР БУРЕНИЯ АМТ-221 Методическое пособие по подготовке и тренингу обучаемого персонала для студентов специальности 1-51 02 01 «Разработка месторождений полезных ископаемых» направления 1-51 02 01-04 «Буровые работы» В 2 частях Часть 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРОВОМ ОБОРУДОВАНИИ, ПРИМЕНЯЕМОМ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН НА НЕФТЬ И ГАЗ Технический редактор Д. А. Исаев Компьютерная верстка Д. А. Исаева Подписано в печать 24.10.2013. Формат 6084 1/16. Бумага офсетная. Ризография. Усл. печ. л. 5,11. Уч.-изд. л. 4,0. Тираж 100. Заказ 516. Издатель и полиграфическое исполнение: Белорусский национальный технический университет. ЛИ № 02330/0494349 от 16.03.2009. Пр. Независимости, 65. 220013, г. Минск.