Строительство нефтяных и газовых скважин Новиков А.

§ 1. Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин

Автор, имеющий опыт бурения скважин, в разных горно-геологических и климатических условиях: (Волгоградская область, Коми – Усинское месторождение, Ямал – сверхглубокая СГ-7 Ен-Яхинская, Таймыр-Северо-Соленинское газовое месторождение, Западный Казахстан – Тенгизское нефтяное месторождение, сервисные компании по интегрированным поставкам долот, супервайзинг строительства скважин), попытался обобщить наработанный опыт и изложить материалы более менее скомпонованном виде. Данная книга является переработанный и является улучшенным вариантом аналогичной книги, в связи с усложнением работ по освоению скважин, применением сложных технологий и техники, в книгу включен раздел, посвященный освоению скважин. Тема каждой из глав является сложной инженерной задачей, каждой теме посвящено огромное количество работ и исследований. Целью данной работы является краткое освещение современной техники и технологии строительства скважин. В работе нет расчетов, существующие программные комплексы позволяют оптимизировать эту проблему и акцентировать внимание и усилия на понимание буровых процессов, знание бурового и технологического оборудования и правильной организации работ по строительству скважин.

Строительство скважин в комплексе работ по разведке и добыче нефти и газа, является одним из важнейших видов работ в добыче нефти и газа и является ремеслом в высшем понимании этого слова. Это прямой метод разведки (в отличие от косвенных, космических съемок, гравиаразведки, сейсморазведки и др.). Единственным способом транспортировки пластового флюида на дневную поверхность, за исключением разработки, неглубоко залегающих залежей нефти, где добыча ведется шахтным способом, является скважина.

Глубокие структурные изменения в области строительства скважин в России, произошедшие в последние 2 десятилетия, не смогли не повлиять положительно, как на скорости бурения, так и на качество строительства скважин. На смену работы под ключ буровым организациям, пришли сервисные подрядчики, которые узко специализируются и используют в работе новейшие западные технологии, буровые установки, оборудование и материалы. В начале века бурение нефтяных скважин было сравнительно простым процессом, выполнялось при помощи относительно несложного оборудования и технологий. Но в дальнейшем, по мере роста глубин скважин, усложнения геолого-технических условий, разрабатываемых месторождений, требованиям к назначению и видам скважин, бурение скважин значительно усложнилось и успех бурения стал возможным, благодаря значительному техническому прогрессу, достигнутому в области бурового оборудования, инструмента, технологий и т. д. [56]., появились новые:

• Буровые установки;

• Буровое оборудование;

• Разработаны новые типы долот;

• Стали реальными более сложные конструкции и виды скважин;

• Новые типы растворов, химреагентов;

• Телеметрическое сопровождение наклонных и горизонтальных скважин, позволило бурить скважины с большими отходами и сложными профилями;

• Разработано и применяется программное обеспечение технологических процессов строительства скважин;

• Практически все процессы контролируются станциями геотехнического контроля;

• Применяется удаленный мониторинг строительства скважин.

• Осуществляется супервайзерский контроль (руководство) за строительством скважин.

Учитывая то, что на суше проведена глобальная разведка углеводородов и ведется интенсивная добыча, большинство месторождений истощены, большой интерес, с точки зрения запасов углеводородов, представляет шельф Мирового океана. Почти весь российский шельф располагается в холодных морях Северного Ледовитого океана и Охотского моря. Его протяженность у берегов России составляет 21 % всего шельфа Мирового океана. Около 70 % его площади перспективны с точки зрения полезных ископаемых, в первую очередь нефти и газа.

На шельфе содержится четверть наших запасов нефти и половина запасов газа. Распределены они следующим образом:

• Баренцево море – 49 %;

• Карское – 35 %;

• Охотское – 15 %.

И лишь менее 1 % находится в Балтийском море и на нашем участке Каспия.

Разведанные запасы на шельфе Северного Ледовитого океана составляют 25 % мировых запасов углеводородного сырья. Поэтому актуальность развития морского бурения очевидна, которое в настоящее время является очень сложной инженерной и дорогостоящей задачей. [44]

Учитывая тот факт, что в России производство морских установок и подводного оборудования устья скважин для бурения и добычи углеводородов, не производится, то очевидно произойдет возврат к старым месторождениям, где коэффициент извлечения нефти очень мал и составляет по России в 2014 г., по разным источникам от 0,28 до 0,372.

В настоящее время добыча и потребление нефти в мире неуклонно растет, динамика показана на графике рис. 1.1. [24]

Рис. 1.1. Прогноз мирового спроса на нефть.

Из графика, представленного на рис. 1.2. видно, что затраты на непосредственно бурение превышают все остальные значительно, и затраты растут, всвязи с усложнением технологий строительства, увеличения глубин скважин.

Рис. 1.2. Распределение объемов капиталовложений при строительстве скважин в России

С учетом того, что на суше существующие запасы на сегодняшний день ограничены, нефтяные и газовые компании предполагают перспективной вести добычу на шельфе Арктики.

Добыча углеводородов в Арктическом шельфе может оказаться дорогой и альтернативой может стать добыча сланцевых углеводородов.

Запасов сланцевой нефти в мире по сравнению с запасами традиционной нефти несоизмеримо больше, но отсутствие в России в настоящее время эффективных технологий разработки, сдерживают их добычу. Богатейшие в мире запасы сланцевой нефти находятся в России (месторождения Баженовская свита и Ачимовская свита в западной Сибири).

Распределение самых больших в мире запасов сланцевой нефти (по состоянию на 2013 год) представлено в таблице 1.

Таблица 1

Огромные запасы нефтяных сланцев разведаны во многих странах мира, и их разработка может совершенно изменить мировую карту добычи энергоносителей.

Когда добыча сланцевой нефти ведётся в промышленном масштабе, для гидравлического разрыва в скважину закачиваются миллионы тонн водного раствора химикатов. Этот раствор содержит огромное количество опасных для человека веществ (до 700 наименований). Там присутствуют:

1. Канцерогены, вызывающие рак;

2. Мутагены, вызывающие непредсказуемые генные мутации;

3. Вещества, вредно действующие на эндокринную систему человека;

4. Вещества, которые организм человека не может вывести естественным путем.

Кроме того, в процессе гидроразрыва, в скважину закачивается огромное количество пресной воды, запасы которой в мире ограничены и немаловажный фактор-себестоимость добычи сланцевой нефти в настоящее время, намного выше добычи традиционной нефти. [109]

Но есть надежда на решение проблемы: Израиль приступил к разработке безводной технологии добычи сланцевой нефти.

В случае успеха (по прогнозу результаты работ будут известны к 2020 году) будут сняты и все экологические ограничения. Новая технология может стать более экономичной, чем традиционная добыча нефти и газа. Тогда будет возможен новый всемирный сланцевый бум.

Существующая тенденция замещения углеводородного сырья на альтернативные источники энергии, ни в коей мере не снизит потребность человечества в углеводородах, а наоборот инициирует развитие нефтехимии, газопереработки, которые позволят создавать новые материалы и вещества. Еще Менделеев Д. И. утверждал, что сжигать нефть, это все равно, что топить ассигнациями.

Все это говорит о том, что профессия инженера буровика не только перестанет быть востребованной, а наоборот, будет престижной. В данной работе проблемы и процессы при строительстве скважин освещены не глубоко, каждой проблеме в строительстве скважин посвящено огромное количество работ и для более глубокого изучения проблем, технологий, оборудования и применяемых материалов, необходимо изучать специальную литературу.

В процессе развития нефтяной и газовой промышленности, опробованы различные виды бурения, а некоторые способы проходят испытания. [96]

1. Вращательный способ, в т. ч.:

Роторный

2. Турбинный способ, в т. ч.:

Забойными двигателями

Электробурение

Винтовыми двигателями

Реактивно турбинное бурение (РТБ)

3. Ударный, в т. ч.:

Ударно канатное

Ударно штанговое

4. Взрывоударный

5. Гидроударный

6. Вибрационный

7. Гидродинамический

8. Химический

9. Лазерный

Наибольшее применение нашло вращательное бурение – 90 % от всего объема проходки в мире.

Потребность страны в нефти и газе, как дешевого источника энергии, заставило увеличивать объемы разведочного и эксплуатационного бурения с расширением географии работ. Это в свою очередь поставило задачи перед наукой, промышленностью и учебными заведениями по совершенствованию процессов, разработкой нового и более совершенного оборудования, подготовке специалистов. Создание новых типов буровых установок, в том числе для бурения на море, винтовых забойных двигателей, управляемых роторных компоновок, новых типов растворов, долот, использование четырехступенчатой системы очистки, совершенствование технологии строительства скважин, смена организации работ при строительстве скважин от генерального подряда на раздельные сервисы с осуществлением супервайзерского контроля с элементами управления работами, различных механизмов уменьшающих ручной труд и повышающих производительность труда в бурении, позволило увеличить глубины бурения, проводить горизонтальные стволы скважин большой протяженности, развивать бурение на шельфе.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины. Начало скважины называется – устьем, цилиндрическая поверхность – стенкой или стволом, дно – забоем. Расстояние между устьем и забоем скважины по ее оси называется глубиной скважины. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в широких пределах – от нескольких десятков до нескольких тысяч метров: например, спроектированы и закончены бурением сложные, глубокие скважины в различных регионах мира: [97]

1. Аралсорская СГ-1, Прикаспийская низменность, 1962–1971 г.г., глубина – 6,8 км. Поиск нефти и газа;

2. Биикжальская СГ-2, Прикаспийская низменность, 1962–1971 г.г., глубина – 6,2 км. Поиск нефти и газа;

3. Кольская СГ-3, 1970–1994 г.г., глубина – 12 262 м. Проектная глубина – 15 км;

4. Саатлинская, Азербайджан, 1977–1990, глубина – 8 324 м. Проектная глубина – 11 км;

5. Колвинская, Архангельская область, 1961, глубина – 7 057 м;

6. Мурунтауская СГ-10, Узбекистан, 1984 г., глубина – 3 км. Проектная глубина – 7 км. Поиск золота;

7. Тимано-Печорская СГ-5, Северо-Восток России, 1984–1993 г.г., глубина – 6 904 м, проектная глубина – 7 км;

8. Тюменская СГ-6, Западная Сибирь, 1987–1996 г.г., глубина – 7 502 м. Проектная глубина – 7,5 км. Поиск нефти и газа;

9. Ново-Елховская, Татарстан, 1988 г., глубина – 5 881 м;.

10. Воротиловская скважина, Поволжье, 1989–1992 г.г., глубина – 5 374 м. Поиск алмазов, изучение Пучеж-Катункской астроблемы;

11. Криворожская СГ-8, Украина, 1984–1993 г.г., глубина – 5 382 м. Проектная глубина – 12 км, Поиск железистых кварцитов;

12. Уральская СГ-4, Средний Урал. Заложена в 1985 году. Проектная глубина – 15 000 м. Текущая глубина – 6 100 м. Поиск медных руд, изучение строения Урала;

13. Тюменская СГ-6 Западная Сибирь. Проектная глубина – 7 500 м. Текущая глубина – 7520 м. Поиск нефти и газа.

14. Ен-Яхтинская СГ-7, Западная Сибирь. 2000–2005 г.г. Проектная глубина – 7 500 м. Текущая глубина – 8200 м. Поиск нефти и газа.

Скважины на нефть и газ за рубежом

Начала 70-х годов:

• Юниверсити, США, глубина – 8 686 м;

• Бейден-Юнит, США, глубина – 9 159 м;

• Берта-Роджерс, США, глубина – 9 583 м.

Скважины на нефть и газ

Начала 80-х годов

• Цистердорф, Австрия, глубина – 8 553 м;

• Сильян Ринг, Швеция, глубина – 6,8 км;

• Бигхорн, США, Вайоминг, глубина – 7 583 м;

• КТВ Hauptbohrung, Германия, 1990–1994, глубина – 9 100 м. Проектная глубина – 10 км. Научное бурение.

Бурение скважины состоит из четырех основных процессов:

• Разрушение горной породы на забое;

• Удаление разрушенной породы с забоя через устье скважины на поверхность;

• Закрепление неустойчивых стенок скважины.

• Разобщение пластов.

Строительство скважины состоит из семи этапов:

• Подготовительные работы к монтажу (земляные работы, завоз оборудования);

• Монтаж буровой установки;

• Бурение;

• Крепление;

• Испытание;

• Демонтаж оборудования;

• Рекультивация земельного участка.

В настоящее время строительство скважин на нефть и газ значительно усложнилось, истощение легко извлекаемых запасов нефти и газа на малых глубинах, на территориально доступных месторождениях, заставило искать нестандартные более сложные задачи: это бурение горизонтальных скважин, бурение многозабойных скважин, увеличение глубин скважин, использование сложного оборудования для заканчивания скважин и др.

Существует два промышленных способа бурения скважин на нефть и газ: ударный и вращательный. При ударном бурении порода разрушается ударами специального инструмента – долота, которое спускают в скважину на стальном канате или на штангах. Разрушенная порода, смешиваясь с находящейся на забое водой, образует буровую грязь. Эту грязь периодически удаляют с забоя специальной желонкой, после чего обсадную колонну специальной «бабой» забивают на глубину выбранной породы.

Недостатком этого способа является:

• Низкая скорость бурения;

• Большая вероятность нефтегазопроявления.

Достоинство способа:

• Очень высокое качество вскрытия продуктивного горизонта.

Поэтому он нашел широкое применение при бурении водозаборных скважин с аномально низким пластовым давлением.

На Рис. 2.1 представлена буровая установка для вращательного бурения ZJ 70, производства КНР, изготовленная по стандартам API. В комплектацию буровой установки ZJ 70 входит механическое и энергетическое оборудование с цифровым управлением, функция автоподачи инструмента при бурении, механические и энергетические системы торможения, функция сбора информации по процессу бурения, оценка и интеллектуальная обработки информации. На рис. 2.2 представлена буровая установка Уралмаш 15000.

При вращательном бурении породу разрушают долотом, вращающимся на конце колонны бурильных труб, с одновременной циркуляцией промывочной жидкости через долото. Долото приводится во вращение либо на устье скважины ротором, либо забойным двигателем (турбобур, электробур, винтовой двигатель), либо верхним приводом. Для сокращения времени спускоподъемных операций бурильные трубы опускаются и поднимаются «свечами» от двух до четырех труб в свече, длина свечи 25–36 м.

При роторном бурении колонна бурильных труб приводится во вращение ротором, который имеет проходное отверстие, предназначенное для прохождения труб, ротор в свою очередь приводится во вращение силовым агрегатом через трансмиссии. Существует привод бурильной колонны, смонтированный на верхнем конце бурильной колонны. При роторном способе бурения вращающий момент на ведущую трубу, имеющую квадратное сечение, передается при помощи съемных клиньев.

Разрушенная порода с забоя скважины выносится промывочной жидкостью на дневную поверхность, которая подается с поверхности буровыми насосами. Промывочная жидкость по нагнетательной линии, стояку и буровому шлангу поступает в вертлюг. Затем по рабочей трубе и бурильной колонне она доходит до забоя скважины, проходит через промывочные отверстия в долоте, захватывает выбуренную породу и по кольцевому пространству вместе со шламом поднимается на поверхность. На поверхности промывочная жидкость поступает на блок очистки бурового раствора, где очищается от шлама, дегазируется и поступает в приемные емкости.

Блок очистки состоит из: вибросита, пескоотделителя, илооотделителя, дополнительно может комплектоваться центрифугами грубой и тонкой очистки, дегазатором и сепаратором.

Вертлюг при помощи серьги подвешивают на крюке, который в свою очередь, подвешивают к талевому блоку, либо он может быть одним целым. Крюкоблок подвешен талевым канатом на кронблоке, который находится наверху вышки.

Талевая система (кронблок, крюкоблок, верхний силовой привод, талевый канат) предназначена для спуска, подъема и удержания на весу, вращения колонны бурильных, обсадных труб и НКТ. В процессе бурения долото углубляется в породу на величину квадрата, после чего приподнимают всю колонну, выключают циркуляцию, отворачивают квадрат, спускают его в шурфы и наращивают очередной трубой. После наращивания колонну труб соединяют с квадратом, включают насос и продолжают углубление скважины. В процессе бурения долото изнашивается, для его замены колонну бурильных труб поднимают из скважины, свечи устанавливают внутри буровой за палец, либо вручную, либо автоматом установки свечей. После замены долота, колонну опускают на забой и продолжают бурение. По мере углубления ствол скважины обсаживается трубами, которые цементируются по затрубному пространству тампонажными материалами, путем подачи жидкой тампонажной смеси через спущенные трубы, либо обратной циркуляцией через затрубье.

При бурении раствор, выходя на поверхность по сливному желобу попадает, на вибросито, где очищается от крупного шлама, который сбрасывается в амбар, после чего раствор подается в гидроциклон, где очищается от песка, затем в илоотделитель, дегазатор (действующий за счет создания вакуума), удаляет из раствора газ и воздух. Затем раствор попадает в центрифуги, которые удаляют из раствора излишнюю твердую фазу по степени дисперсности, которая относится к коллоидам.

Объем циркуляционной системы должен быть не менее 2 кратного максимального объема скважины (требования правил НГП). [78] Очищенный раствор забирается из приемных мерников буровыми насосами и подается по манифольду по бурильным трубам в скважину. Циркуляционная система включает в себя также оборудование для приготовления бурового раствора: глиномешалка или гидромешалка, вакуумная гидроворонка, вертикальные емкости для сыпучих материалов.

Рис. 2. 1. Буровая установка ZJ 70 КНР

Рис. 2.2. Буровая установка Уралмаш 15000

Скв. СГ-6 Тюменская

Строительство нефтяных и газовых скважин на современном этапе развития народного хозяйства в связи с большим разнообразием геологических и географических условий требует использования разнообразных технических средств: буровых установок, включающих в свой комплект различные машины и механизмы; технических средств для морского бурения; специальных видов оборудования устья скважин. Правильный выбор буровой установки и комплектация ее, играет большую роль в успехе строительства скважин. Знания и соблюдение правил эксплуатации оборудования, позволит иметь высокое производительное время, снизить вероятность аварий, осложнений, и следовательно, достичь высокую коммерческую скорость бурения.

§ 2. Буровые установки (БУ)

Представляют собой совокупность наземных сооружений и механизмов, силового привода, контрольно-измерительных приборов, вспомогательных грузоподъемных механизмов, средств автоматизации и механизации трудоемких работ. БУ должны соответствовать целям бурения, конструкциям скважин, климатическим, геологическим и географическим условиям. В связи с этими многообразными требованиями БУ можно разделить на три группы: для геологоразведочного бурения на нефть и газ, для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения, для сверхглубокого разведочного и эксплуатационного бурения.

Кроме импортных буровых установок (в основном Китайского производства), в настоящее время в России сформировались основные производители буровых установок, это:

ЗАО УРБО (в прошлом Уралмаш) продукция сертифицирована по стандартам API, выпускаемая продукция:

Буровые вышки по конструкции мачтовые и башенные. Мачтовые: А образные, П образные, 4 опорные и с открытой передней гранью.

Кустовые буровые установки, для бурения на нефть и газ, с условной глубиной бурения 3200–6500 м, оснащены электрическим приводом.

Номенклатура кустовых установок: 3900/225 ЭК-БМ, 4200/250 ЭК-БМ, 4500/270 ЭК БМ, 500/320 ЭК-БМ, 6500/450 ЭК-БМ.

Мобильные буровые установки, для бурения скважин глубиной 200–3200 м. Оснащаются дизельным, дизель-электрическим и электрическим приводом. Характерный признак – модульная компоновка и наличие собственной транспортной базы. Встроенные транспортные устройства позволяют обеспечить перевозку модулей с помощью седельных тягачей и подкатных тележек. Комплектуются насосами НБТ-600 с приводом от двигателей постоянного тока.

Номенклатура мобильных установок: 2500/160 ДП-БМ, 2500/160 ДЭР-П(ЭР-П), 2900/175 ДЭР(ЭП-П), 3200/200 ДЭР.

Стационарные буровые установки, предназначены для бурения скважин на нефть и газ с условной глубиной бурения 4000–8000 м. Оснащены электрическим, дизель – электрическим или дизель – гидравлическим приводом.

Номенклатура стационарных установок: 3200/200 ДГУ-1, 5000/320 ДГУ-1, 6500/500 ДГ, 8000/600 ДЭР.

Кроме того, выпускает лебедки, роторы, системы верхнего привода, вертлюги, кронблоки, насосы, комплексы АСП и др.

ООО «генерация – Буровое оборудование», впускаемая продукция:[64]

Кустовые буровые установки, для бурения на нефть и газ, с большим отходом или горизонтального участка, с глубиной скважины до 5000 м., оснащены электрическим приводом. Комплектуются 4 различными типами вышек.

Номенклатура кустовых буровых установок:

• TD-180 DEC, глубина бурения 2900 м.;

• TD-200 DEC, глубина бурения 3200 м.;

• TD-225 DEC, глубина бурения 3900 м.;

• TD-270 DEC, глубина бурения 4500 м.;

• TD-320 DEC, глубина бурения 5000 м.

Мобильные буровые установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин. Выпускаются на самоходном шасси или автомобильном прицепе.

Номенклатура мобильных установок:

• TD80 CAA4, глубина бурения 1800 м, ремонта скважин 3100 м, колтюбинг 4800 м.;

• TD100 CAA5, глубина бурения 2300 м, ремонта скважин 4000 м, колтюбинг 5600 м.;

• TD125 CAA6, глубина бурения 2800 м, ремонта скважин 5100 м, колтюбинг 6100 м.;

• TD160 CAA7, глубина бурения 3200 м, ремонта скважин 6700 м, колтюбинг 8700 м.;

• TD180 CAA7, глубина бурения 3500 м, ремонта скважин 7600 м, колтюбинг 10000 м.;

• TD200 CAA7, глубина бурения 4000 м. TD225 CAA-T, глубина бурения 4500 м.

Стационарные буровые установки, предназначены для бурения скважин на нефть и газ с условной глубиной бурения 3200–7200 м. с нагрузкой на крюке от 200 до 450 т. Оснащены электрическим или дизельным приводом. Продукция сертифицирована по стандартам API.

Номенклатура стационарных установок: [64]

• TD-200 DE, быстромонтируемая, глубина бурения 3200 м;

• TD – 225 DE, быстромонтируемая, глубина бурения 3900 м;

• TD-250 DE, глубина бурения 3200 м;

• TD-270 DE, глубина бурения 4500 м;

• TD-320 DE, глубина бурения 5000 м;

• TD-400 DE глубина бурения 6500 м;

• TD-450 DE, глубина бурения 7200 м.

ООО «Бентек Дриллинг энд Ойлфилд Системс», основана для производства автономных буровых установок HR-5000 грузоподъемность установки 500 т., для кустового бурения и технического обслуживания. ООО «Бентек Дриллинг энд Ойлфилд Системс» является дочерним производственным предприятием “Bentec Drilling & Systems GmbH” (Германия).

Продукция сертифицирована по стандартам API. Номенклатура автономных буровых установок:

4F; API 5CT; API 6A; API 7; API 7–1, API 8C; API 16A.

§ 3. Методы монтажа и транспортировки буровых установок

Место заложения скважины определяется геологическим отделом буровой организации в соответствии с проектом работ. Оформление и отвод земельных участков производится в соответствии с Основами земельного законодательства. Буровые здания и привышечные сооружения размещаются с учетом глубины скважины, типа буровой установки, требований правил охраны труда, а также в зависимости от рельефа, наличия водоемов, времени года и т. п. Выбирая площадку для буровой установки, следует избегать заболоченных участков и глинистых склонов, чтобы предупредить оползни и бездорожье в период дождей. Летом буровую целесообразно размещать на повышенных частях местности, зимой – в местах, защищенных от сильных ветров и снежных заносов. Схема размещения вспомогательных устройств и сооружений должна обеспечивать максимальную экономию времени при бурении и выполнении монтажно-демонтажных работ. Выбирая площадку под буровую установку, следует учитывать, что расстояние от буровой установки до жилых помещений и производственных зданий, линий электропередач, железных и шоссейных дорог, магистральных трубопроводов (на поверхности) должно быть не менее полуторной высоты вышки (мачты). На выравненной и подготовленной площадке монтируют буровую вышку, насосный, силовой блоки и циркуляционную систему. Монтаж вышек и коммуникаций должен осуществляться силами монтажных бригад. Современные буровые установки представляют собой сложные инженерные сооружения, обычно включающие в свой состав буровые сооружения (вышки, основания, мостики и стеллажи для бурильных и обсадных труб); спускоподъемное оборудование (лебедка, кронблок, талевый блок, крюк); оборудование для промывки скважин и очистки раствора от выбуренной породы (буровые насосы или компрессоры, циркуляционные системы сита, пескоилоотделители, устройства по приготовлению буровых растворов и вводу реагентов); оборудование для вращения бурильной колонны (ротор, вертлюг); силовой привод; средства автоматизации и механизации спускоподъемных операций и подачи долота; противовыбросовое оборудование; контрольно-измерительные приборы. Наличие большого числа элементов, их размеры и массовые характеристики обуславливают сложную проблему транспортирования, монтажа и демонтажа буровых установок. Указанные операции по способу их осуществления могут быть разделены на крупноблочный, мелкоблочный и поагрегатный методы монтажа и демонтажа.

Крупноблочный метод используется для буровых установок, состоящих из отдельных блоков, в которые объединены несколько агрегатов и узлов и являющейся отдельной транспортабельной монтажной единицей. Эти блоки перевозятся специальными транспортными средствами только по открытой местности (гусеничные тележки). Блок обычно состоит из жестко соединенных между собой цельносваренных металлоконструкций, на которой смонтированы узлы и агрегаты буровой установки. Перевозка таких блоков используется в районах с ровным рельефом, при отсутствии на пути следования промышленных и гражданских сооружений, а также иных препятствий, мешающих транспортировке.

Мелкоблочный, применяется при большой дифференциации блоков, что позволяет перевозить отдельные единицы универсальными транспортными средствами по железной и шоссейной дороге и с помощью воздушного транспорта.

Поагрегатный метод применяется для буровых установок, собираемых из отдельных агрегатов, секций и элементов, которые перевозят обычным транспортом.

§ 4. Оборудование и агрегаты буровой установки

Привышечные сооружения, это комплекс механизмов, агрегатов и оборудования обеспечивающий функциональность буровой установки, чем совершенствованней и насыщеннее комплекс, тем выше результативность и успех бурения. К при вышечным сооружениям относятся: приемные мостки, стеллажи для труб, кран 8 КП-3, силовой блок, насосный блок, циркуляционная система, в которую входит блок очистки, блок приготовления раствора, парк емкостей, блок хранения ГСМ и жидких химических реагентов.

Основные параметры буровой лебедки: наибольшая оснастка, длина свечи (м), скорость спуска пустого блока (м/с); мощность на барабане, при максимальной нагрузке, диаметр талевого каната (мм); диаметр шкива талевой системы (мм), скорость подъема крюка при наибольшей оснастке (м/с), число скоростей вращения барабана (Рис. 2.5). [9]

Рис. 2.3. Буровая лебедка

Рис. 2.4. Ротор

Рис. 2.5. Крюкоблок состоит из талевого блока и крюка

Назначение: спуско-подъем бурильных и обсадных труб при А-образной вышке – дополнительно, подъем и опускание вышки. В талевую систему входят: кронблок, талевый блок, крюк, механизм крепления «мертвого» конца талевого каната и талевый канат.

Кронблок монтируется на верхней площадке вышки, представляет собой набор шкивов, вращающихся на валу. Главный параметр – статическая грузоподъемность, является одним из элементов бурового полиспаста. [9]

Тальблок и крюк на практике мало применим, в основном применяется крюкоблок. Рис. 2.5.

Щеки талевого блока удлинены и соединяются непосредственно с корпусом крюка при помощи легкосъемных осей. Шкивы тальблока закрыты защитным кожухом. Крюк выполнен из четырех пластин легированной и термообработанной листовой стали высокого качества, соединенных между собой заклепками с потайными головками, зев крюка защищен подушкой из литой стали. Главный параметр статическая грузоподъемность. Крюкоблок в процессе бурения воспринимает крутящий момент от вертлюга.

Ротор служит для удержания колонны на весу и вращения колонны бурильных труб. Главный параметр – статическая грузоподъемность. Рис. 2.4.

Вертлюг при вращении бурильной колонны ротором, надежно удерживает в зеве крюка серьгу вертлюга, при СПО надежно удерживает штроп, обеспечивает легкость манипуляции в процессе захвата и освобождения свечей. Рис. 2.6.

Рис. 2. 6. Вертлюг

Вертлюг относится к оборудованию для вращения бурильной колонны. Представляет собой промежуточное звено между вращающимся бурильным инструментом и нагнетательной линией циркуляционной системы через шланговое соединение от нагнетательной линии буровых насосов. В комплексе с ведущей трубой, обеспечивает свободное вращение колонн бурильных труб. Главный параметр – статическая грузоподъемность. В настоящее время в практике бурения применяется верхний привод бурильной колонны, позволяющий приводить во вращение бурильную колонну без участия ротора при промывке

§ 5. Механизмы и инструменты для спускоподъемных операций

Буровой ключ автоматический АКБ-3М2 предназначен для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб в процессе спускоподъемных операций при бурении нефтяных и газовых скважин. Диапазон работы ключа 108–216 мм, число оборотов 84–80 об/мин; максимальный крутящий момент 5000 кг*м, при ударе 8000 кг/м; привод – пневматический, управление – дистанционное. Является механизмом повышенной опасности, поэтому требования к технике безопасности при работе с ключом ужесточены, значительно сокращает ресурс бурильных труб из-за исноса замков сухарями АКБ. Гидравлические ключи, выпускаемые за рубежом. TSK, FARR и др. Выгодно отличаются от отечественных, своими характеристиками. Предназначены в основном для свинчивания обсадных труб.

ПКР-560 предназначен для механизированного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб при спускоподъемных операциях в процессе бурения нефтяных и газовых скважин, рассчитан для работы на буровых установках БУ-125, БУ-160, БУ-200, с роторами У7–560–6, Р-560-Ш8 и Р-560. Управление дистанционное, пневмопривод. Диапазон работы захвата 73–168 мм, грузоподъемность – 320 т. ПКРО-560 имеет диапазон захвата 194–324 мм

Комплекс механизмов АСП предназначен для механизации и частичной автоматизации спускоподъемных операций при бурении нефтяных и газовых скважин. Благодаря их применению сокращается время спускоподъемных операций, по сравнению с ручной расстановкой в среднем на 30–40 % и механизируются вспомогательные операции. Комплекс рассчитан на работу в комплекте с автоматическим стационарным буровым ключом типа АКБ, пневматическими клиньями типа ПКР и специальной талевой системой. Он позволяет использовать трубы диаметром от 89 до 146 мм и замки всех типов отечественного производства, а также большинство типоразмеров бурильных труб по стандарту API, принятому в США, может работать и с утяжеленными бурильными трубами до 178 мм. [9]

В состав АСП входит: автоматический элеватор, механизм захвата свечи, механизм подъема свечи, механизм расстановки свечи, подсвечники и магазины, подвижный центратор, пульт управления.

Автоматический элеватор – подвешен к талевому блоку и предназначен для подхвата и освобождения колонны бурильных труб вовремя СПО.

Механизм захвата свечи – состоит из захватного устройства и каретки, которая крепится к скобе стрелы механизма расстановки свечей. Захват и освобождение свечи происходит автоматически: захват при включении механизма подъема с пульта управления, а освобождение только после установки свечи на опору.

Механизм подъема свечи (МПС) – блок цилиндров двойного действия служит для подъема и спуска механизма захвата со свечой при переносе ее с центра скважины и обратно, МПС устанавливается на вышке и соединяется с механизмом захвата стальным канатом через обводные блоки.

Механизм расстановки свечей – переносит отвинченную свечу с центра скважины на подсвечник и обратно. Привод-электродвигатель.

Подсвечник – предназначен для установки свечей при подъеме бурильной колонны.

Подвижный центратор – удерживает верхний конец свечи в центре скважины при свинчивании и развинчивании. Центрирует талевый блок при движении. Перемещается по направляющим канатом.

Пульт управления – установлен на площадке для обслуживания подсвечника. Имеет сиденье для оператора с обогревом.

Рис. 2.7. Верхний силовой привод

Верхний привод буровой установки предназначен для вращения бурильной колонны с одновременной промывкой, разработан взамен ротору. Рис. 2.7. Подвижная часть системы верхнего привода состоит из вертлюга-редуктора, подвешенного на штропах на траверсе талевого блока. На верхней крышке вертлюга-редуктора предусмотрен взрывозащищенный электродвигатель постоянного тока. Один конец вала электродвигателя посредством эластичной муфты присоединен к быстроходному валу редуктора. На противоположном Рис. 2.9 Общий вид СВП модели LQ50BQ-JH конце – диско-колодочный тормоз. К корпусу вертлюга-редуктора крепится рама, через неё блоком роликов передается крутящий момент на направляющие и с них – на вышку. Между талевым блоком и вертлюгом-редуктором установлена система разгрузки резьбы, она обеспечивает автоматический вывод резьбовой части ниппеля замка бурильной трубы из муфты при развинчивании и ход ниппеля при свинчивании замка. Повреждение резьбы при этом исключается. Трубный манипулятор под действием зубчатой пары с приводом от гидромотора может поворачивать элеватор в любую необходимую сторону: на мостки, на шурф для наращивания и т. д. Трубный зажим нужен для захвата и удержания от вращения верхней муфты трубы во время свинчивания/развинчивания с ней ствола вертлюга. Между ниппелем и стволом вертлюга навернут ручной шаровой кран для неоперативного перекрытия внутреннего отверстия ствола вертлюга. Для оперативного перекрытия отверстия ствола вертлюга перед отводом установлен внутренний превентор (двойной шаровой кран), который также служит для удержания остатков промывочной жидкости после отвинчивания бурильной колонны. Вертлюжная головка служит для передачи рабочей жидкости с невращающейся части СВП на вращающуюся часть и позволяет не отсоединять гидравлические линии, когда трубный манипулятор вращается с бурильной колонной при бурении, при проработке скважины или позиционировании механизма отклонения штропов элеватора.

Система отклонения штропов предназначена для отвода/подвода элеватора к центру скважины. Система отклонения штропов представляет собой штропы, подвешенные на боковых рогах траверсы. К штропам крепятся гидроцилиндры отклонения штропов. [95]

Основной функцией верхнего силового привода является – вращение бурильной колонны с регулированием частоты при бурении, проработке и расширении ствола скважины, при подъеме/спуске бурильной колонны. Кроме того, он обеспечивает:

a. Торможение бурильной колонны и её удержание в заданном положении.

b. Обеспечение проведения спускоподъемных операций в том числе: