1.3 Обладнання, яке застосовується у процесі буріння свердловин

Бурові устатковання являють собою комплекс споруд, механізмів і пристосувань, які виконують окремі операції під час будівництва свердловин. С п о р у д и виконують, в основному, функції носія, м е х а н і з м и розділяють на привідні і виконувальні, п р и с т о с у в а н н я доповнюють виконувальні механізми для зручності, безпеки і механізації ручних робіт.

Габарити і маса бурового устатковання залежать, головним чином, від глибини буріння свердловин, типу силового привода і географічних умов району буріння. Сучасні бурові устатковання можна розділити на три основні групи: для структурно-пошукового буріння; для глибокого розвідувального і експлуатаційного буріння на нафту і газ; для буріння на морі.

Кожна група бурових устатковань складається з великої кількості типорозмірів залежно від умов буріння і області застосування.

Використовувані вітчизняною промисловістю устатковання для глибокого розвідувального і експлуатаційного буріння на нафту і газ дають змогу бурити свердловини глибиною від 2 до 10 тис. м. Класифікація бурових устатковань затверджена ГОСТ 16293-82.

У табл. 1.1 наведено основні технічні характеристики бурових устатковань, які випускаються “Уралмашем” і найчастіше використовуються в Україні.

Найбільшого розповсюдження в останні роки отримали устатковання універсальної монтажоздатності (буква У в шифрі табл. 1.1), які є мобільнішими під час монтажно-демонтажних робіт. У більшості бурових устатковань з дизельним приводом застосовуються гідротрансформатори (буква Г), що має важливе значення для забезпечення м^’якості передач від групових силових приводів.

Таблиця 1.1 – Основні технічні дані бурових устатковань

	Бурова установка
Основні технічні дані	БУ-2500 ДГУ	Уралмаш 3000 ЕУБ	Уралмаш 4000 ДГУ	Уралмаш 4000 ЕУ	Уралмаш 6500 ДГ	Уралмаш 6500 ОЕ	Урал-маш 15000
Умовна глибина буріння, м	2500	3000	4000	4000	6500	6500	15000
Допустиме навантаження на гаку, МН	1,4	1,7	2,0	2,0	3,2	3,2	4,0
Потужність на приводному валі лебідки, кВт	560	690	910	920	1470	1575	2300
Приводна потужність насоса, кВт	545	585	585	585	825	825	800

В умовах буріння свердловин на заболоченій місцевості широко використовується устатковання для кущового буріння. За кущового методу розбурювання родовищ устатковання монтуються на насипних островах, з яких бурять 8-16 похилих свердловин. Відхід по горизонталі вибоїв свердловин від їх гирла може сягати 1500 м за глибини глибині свердловин 3000 м. Бурове устатковання для кущового буріння складається з двох блоків: пересувного періодично встановлюваною вежово-лебідкового і стаціонарно встановлюваного насосного.

Блочне виконання бурових устатковань дає змогу переміщати їх на нові місця буріння свердловин зібраними блоками, що істотно прискорює будівельно-монтажні роботи. Для розміщення бурового устатковання на новому місці попередньо готується майданчик – вирівнюється місцевість і засипаються під’їзні шляхи.

Обладнання, яке входить до комплекту бурового устатковання, можна умовно поділити за функціональним призначенням на підземне і наземне. Якщо підземне обладнання призначено для буріння свердловини, то наземне приводить його в рух і забезпечує необхідну періодичну заміну підземного обладнання підніманням його на поверхню.

До п і д з е м н о г о обладнання належать долота, вибійні двигуни (турбобури, електробури), бурильні і обсадні труби.

Бурові долота являють собою інструмент для руйнування гірських порід на вибої свердловини. Залежно від виконуваних функцій долота поділяють на три види: 1) долота суцільного буріння для розбурювання порід по всій площі вибою; 2) колонкові долота для розбурювання вибою по кільцю і формування в центральній частині зразка породи (керна), який потім відривається від вибою і виноситься на поверхню; 3) спеціальні долота для розширення стовбурів свердловин, забурювання додаткових стовбурів, розбурювання цементних стаканів у свердловинах після різного роду заливань стовбура. За характером дії на породу долота поділяються на різальні, сколювальні і подрібнювальні; за конструктивним виконанням ^__ на лопатеві, шарошкові і алмазні або з надтвердих матеріалів; за конструкцією промивних отворів – на протічні і струминні (гідромоніторні).

Лопатеві долота (рис. 1.6) застосовують для буріння м’яких і середньої твердості порід. За числом лопатей випускають дво-, три- і чотирилопатеві долота. Для підвищення зносостійкості доліт робочі поверхні лопатей армуються твердо-сплавними пластинами. Лопатеві долота використовуються тільки в ході роторного буріння.

Шарошкові долота знайшли найбільше застосування в бурінні глибоких свердловин. Їх переваги: 1) площа контакту зубів долота з породою вибою менша, ніж у лопатевих доліт, а тому потребує меншого осьового навантаження долота для забезпечення ефективного руйнування породи; 2) загальна площа робочих ребер шарошкових доліт більша, ніж у лопатевих, а зуби вкорінюються в породу під час перекочування шарошок по вибою, тому потрібний менший крутний момент і забезпечується більша зносостійкість.

а б

Рисунок 1.6 – Лопатеві долота для буріння свердловин:

а – дволопатеві долота; б – трилопатеві долота

Шарошкові долота можуть бути з однією, двома, трьома і чотирма шарошками. Основним елементом таких доліт (рис. 1.7) є шарошка, яка має на зовнішній поверхні озброєння для руйнування породи (зуби або твердосплавні зубки). Шарошку 8 встановлюють на опорі, що складається з цапфи 4, лапи 2 і підшипників ковзання 5 роликових або кулькових. Найбільшого розповсюдження набули шарошкові долота, які застосовуються в роді роторного і турбінного буріння.

За конструкцією корпусу шарошкові долота поділяються на секційні (рис. 1.7, а), коли кожна шарошка має свою лапу, які зварюються разом, утворюючи суцільне долото, і корпусні (рис. 1.7, б), в яких лапи приварюються до суцільного корпусу. Більш розповсюджені секційні долота.

Рисунок 1.7 – Шарошкові долота:

а – секційні; б – корпусні; у – з герметизованими опорами; р – одношарошкові; 1 – приєднувальне різьблення; 2 – лапа; 3 – палець; 4 – цапфа; 5 – підшипник ковзання; 6 – кулька; 7 – ролик; 8 – шарошка; 9 – козирок лапи

Шарошкові долота можуть мати різну конструкцію промивальних пристроїв. Розрізняють долота з центральним і струминним промиванням.

Випуск шарошкових доліт здійснюється згідно зі стандартом, який пропонує певне маркування доліт. Наприклад, долото III-215, III-215,9,ГНУ, 9С-ГНУ розшифровується таким чином: III – тришарошкове; 215, 9 – діаметр долота, мм; С – тип долота (для буріння в породах середньої твердості); Г – з боковим гідромоніторним промиванням; Н – опора складається з одного підшипника ковзання, інші – підшипники кочення; У – опора герметизована маслонаповнена.

Алмазні долота (рис. 1.8) з природними і штучними алмазами застосовують у мало- і середньоабразивних породах високої твердості (вапняки, глинисті пісковики, мергелі, аргіліти тощо) за глибини свердловин 2500 і більше метрів, коли проходка на шарошкове долото не перевищує 5…7 м. Перед бурінням з використанням алмазних доліт вибій свердловини очищають від шламу і металу.

Рисунок 1.8 – Алмазні долота

Колонкові долота призначені для буріння свердловин з відбором керна. Вони бувають зі знімною грунтоноскою, забезпечують відбір керна без піднімання бурильної колони, і з незнімною грунтоноскою. Для відбору керна у другому випадку необхідно підняти всю колону бурильних труб.

Для турбінного буріння і електробуріння до підземного обладнання відносять турбобури і електробури, які встановлюються безпосередньо над долотом і приводять його в обертання.

Турбобур являє собою гідравлічну машину, в якій кінетична енергія потоку бурового розчину перетворюється в механічну роботу на валі, з яким з^’єднується долото. Основна частина турбобура ^__ багатоступінчаста турбіна, кожен ступінь якої являє собою спрямовуючий апарат – статор і робоче колесо. Робочі колеса (ротори) монтуються на валі турбіни. Спрямовуючий апарат закріплюється в корпусі турбобура. Ротор і статор мають лопатки, зігнутість яких направлена назустріч одна одній, за рахунок чого потік бурового розчину спрямовується на лопатки робочого колеса під кутом, близьким до 90⁰. Для різних умов буріння створено декілька конструкцій (типів) турбобурів. Найчастіше застосовуються такі турбобури: тип Т-12 односекційний для буріння свердловин до глибини 2000 м; шпиндельні турбобури ТСШ три-, чотирисекційні, в яких одна секція шпиндельна. Шпиндельні турбобури характеризуються зниженою частотою обертання, а загальна кількість робочих коліс, наприклад, для трисекційного турбобура, може сягати 300.

Електробур – вибійний двигун, призначений для обертання долота. Він складається з електродвигуна і шпинделя. Обертовий момент від електродвигуна на вал шпинделя передається через зубчасту муфту. Буровий розчин проходить через центральний отвір у валі електродвигуна, верхній і нижній кінці якого загерметизовані сальниками. Шпиндель служить для розвантаження вала електродвигуна від осьового навантаження і передачі ваги бурильних труб на долото. Шпиндель герметичний і заповнюється маслом. Електроенергія до електробура підводиться кабелем, вмонтованим у бурильні труби. Кінці труб мають спеціальні ковзаючі струмоприймальні контакти.

Бурильні труби призначаються для передачі обертання долота в ході роторного буріння і протидії реактивному моменту за турбінного і електробуріння, підведення бурового розчину до долота з метою його охолодження і винесення вибуреної породи, крім того, за допомогою піднімання труб досягається заміна зношеного долота і здійснюються інші роботи у свердловині.

Труби являють собою циліндричне тіло з висадками (потовщенням) на кінцях під різь. Між собою труби з^’єднує бурильний замок, який складається з замкового ніпеля і замкової муфти. Є конструкція труб, в якій ніпель і муфта кріпляться до труби електрозварюванням. Труби виготовляють зі сталі з межею текучості від 380 до 1000 МПа. Для буріння надглибоких свердловин випускаються полегшені труби на основі алюмінієвих сплавів. Конструкційні елементи бурильних труб (діаметр, товщина стінки, характер різі, матеріал) регламентуються стандартом.

У зв’язку з тим, що навантаження на долото створюється головним чином за рахунок маси бурильної колони, то в нижній частині колони труб створюються умови для їх повздовжнього згину. Це негативно впливає на їх роботопридатність. Крім того, згин труб в нижній частині призводить до викривлення стовбура свердловини, а за турбінного буріння похилоспрямованих свердловин ^__ до втрати спрямованості буріння. Для забезпечення більшої жорсткості бурової колони вона у нижній частині компонується з обважнених бурильних труб (ОБТ). ОБТ являють собою товстостінні бурильні труби. Наприклад, в ОБТ-178 товщина стінки 50 мм. У процесі опускання труб у свердловину утворюють бурову колону. Вимогою до бурової колони є надійність різьових з’єднин. Витік рідини через різьові з’єднини може призвести до серйозних аварій. Герметичність досягається застосуванням спеціального мастила, намотуванням на різьові з’єднини полімерних стрічок, а також кріпленням труб для їх опускання машинними ключами.

Обсадні труби використовують для кріплення стінок свердловини і відокремлення нафто-, газо-, водопродуктивних пластів один від одного.

Залежно від глибини буріння і особливостей геологічної будови порід, що розкриваються, у свердловину можуть опускатись декілька колон обсадних труб, буріння під які здійснюється долотами різних діаметрів. Кількість опущених у свердловину обсадних колон і їх розміри, а також діаметри стовбура під кожну колону разом з інтервалами їх цементування визначає поняття конструкція свердловини.

Вибір конструкції свердловин ^__ основний етап проектування буріння свердловини. На рис. 1.9 показано широко застосовувані конструкції свердловин.

Рисунок 1.9 – Конструкція свердловин:

а – одноколонна; б – двоколонна; в – триколонна з хвостовиком; 1 – напрямок; 2 – кондуктор; 3 – технічна колона; 4 – експлуатаційна колона

Конструкції свердловин складаються з таких елементів:

1) напрямку для кріплення верхнього інтервалу стовбура свердловини, що розкриває крихкі слабкостійкі породи. Крім того, він призначений для спрямування потоку бурової рідини до циркуляційної системи;

2) кондуктора для кріплення верхніх слабкостійких порід розрізу, ізоляції верхніх водоносних горизонтів від забруднення, устаткованняновки противикидного обладнання і підвішування наступних обсадних колон;

3) проміжної обсадної колони для кріплення стінок свердловини і роз’єднання розкритого розрізу від нижчезалеглого, оскільки розкриття їх в одному стовбурі несумісне (наприклад, верхня частина розрізу характеризується низькими пластовими тисками і поглинанням розчину, а нижня частина розрізу має високі пластові тиски з можливими нафто-, газо- і водопроявленнями);

4) експлуатаційної колони для кріплення і роз’єднання продуктивних горизонтів і ізоляції їх від інших горизонтів геологічного розрізу. Основне її призначення ^__ транспортування нафти і газу на поверхню. Обсадні колони вибирають залежно від діаметра свердловини, глибини їх опускання і очікуваного тиску на колону.

Конструкційні особливості обсадних труб встановлюються стандартом, але тому що стандарт не визначає марки сталі, з якої вони виготовляються, то її вибирають після попереднього розрахунку труб на міцність. Для опускання у свердловину нижній кінець обсадних труб обладнується спеціальною спрямовуючою пробкою, виконаною з бетону або крихкого чавуну.

Н а з е м н е о б л а д н а н н я, в основному, призначено для виконання спуско-піднімальних операцій, приведення в обертання колони труб з долотом (роторне буріння) і забезпечення промивання свердловини буровим розчином. Наземне обладнання можна розділити на дві групи: основне і допоміжне. До основного обладнання відносять бурові вежі, лебідки, талеву систему, ротори, вертлюги, бурові насоси, до допоміжного – механізми і інструменти для виконання спуско-піднімальних операцій, обладнання для приготування бурового розчину, пристрої механізації спуско-піднімальних операцій тощо.

Бурові вежі разом з вмонтованим у них обладнанням являють собою вантажопіднімальну споруду. Застосовуються два типи веж: баштові і щоглові. У баштових веж – чотири ноги-носії, зв^’язані горизонтальними поясами і діагональними тягами в єдину просторову конструкцію. Щоглові вежі мають дві ноги-носії, зв^’язані у верхній частині наголовником. Широкого розповсюдження в бурінні свердловин набули вежі Уралмаш-заводу, наприклад, ВБА-58-300 – вежа баштова з системою автоматизації опускання-піднімання (АСП), корисною висотою 58 м, вантажопіднімальністю на гаку 3000 кН (В – вежа; Б – баштова; А – розрахована на застосування АСП).

Бурова лебідка – основний агрегат спуско-підіймального комплексу бурового устатковання. Воно призначено для створення тягового і гальмівного зусилля у ведучій гілці талевого каната. Лебідка необхідна для опускання і піднімання бурової колони, опускання обсадних колон, поступового подавання бурового інструменту під час буріння або розширення стовбура свердловини, а також для ліквідації ускладнень і аварій. Вона використовується також для згвинчування і розгвинчування труб.

Талева система бурового устатковання складається з кронблока, який встановлюють у верхній частині бурової вежі, блока, талевого каната, який пропускається через шківи кронблока і талевого блока, вантажопіднімального гака, підвішеного під талевим блоком. За вантажопіднімальністю і кількістю гілок каната в оснащенні талеві системи бувають різних типорозмірів. У бурових устаткованнях вантажопіднімальністю 50…70 т використовують талеву систему з кількістю шківів 2х3 і 3х4; в устаткованнях вантажопідіймальністю 100…300 т застосовують кількість шківів 3х4, 4х5, 5х6 і 6х7. У позначенні системи оснащення перша цифра показує кількість канатних шківів талевого блока, а друга цифра – кількість канатних шківів кронблока.

Ротори служать для передачі обертання бурильній колоні в ході буріння свердловини, а також для згвинчування і розгвинчування бурильних труб. За принциповою схемою вони являють собою кутовий редуктор, який може мати власний індивідуальний привід або отримувати рух від лебідки за допомогою ланцюгової передачі.

Буровий вертлюг (рис. 1.10) забезпечує вільне обертання підвішеної до його стовбура 8 бурильної колони і одночасне подавання в неї бурового розчину. За допомогою броньованого шланга високого тиску вертлюг приєднується до нерухомого

Рисунок 1.10 – Вертлюг БУ – 75БР: 1 – серга; 2 – відвід під шланг; 3 – ущільнення; 4 – сальник; 5 – опорний підшипник; 6, 7 – радіальні підшипники; 8 – стовбур вертлюга

стояка маніфольда бурового розчину, який надходить від бурових насосів. За допомогою серги 1 вертлюг підвішується до гака талевої системи. У неробочому положенні вертлюг разом з прикріпленою до нього робочою трубою ("квадратом") опускається в шурфрівні насоси – головний елемент гідродинамічної системи бурового устатковання. Вони перетворюють механічну енергію привода насоса в гідравлічну енергію потоку бурового розчину, яка витрачається на приведення в рух вибійного двигуна (турбінне буріння) і для винесення вибуреної породи на поверхню, частина енергії витрачається на подолання гідравлічних опорів. Витрати гідравлічної енергії під час буріння дуже великі і з ростом глибин буріння вони зростають. Бурові насоси – головні споживачі енергії на буровій. Приводна потужність насосів для глибоких свердловин нерідко сягає 1250 кВт і більше. Для буріння свердловин використовуються два (рідше три) поршневі насоси з горизонтальним розміщенням поршнів, які приводяться в зворотно-поступальний рух кривошипно-шатунним механізмом. Насоси – подвійної дії, тобто процес нагнітання рідини відбувається як за руху поршня зліва направо, так і справа наліво. Насоси виконуються зі змінними циліндровими втулками і поршнями. Гідравлічні характеристики (подавання насоса і досягнутий тиск), а також конструктивні особливості насосів регламентуються стандартом. Технологія буріння не допускає припинення циркуляції бурового розчину, тому для забезпечення надійності процесу в складі бурового устатковання передбачено два, а для глибоких свердловин – три насоси, один з яких резервний.