
Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин
.pdfОсновные параметры комплектных буровых установок для эксплуатационного и глубокого
Параметр |
|
|
|
|
|
|
Класс буро |
|||
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
|
|
|
|
|
||||
Допускаемая |
нагрузка на |
800 |
1000 |
1250 |
1600 |
2000 |
||||
крюке, кН |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Условный |
диапазон |
áóðå- |
600–1250 |
1000–1600 |
1250–2000 |
1600–2500 |
2000–3200 |
|||
íèÿ, ì |
|
|
|
|
|
4×5 |
4×5 |
4×5 |
4×5 |
5×6 |
Наибольшая |
оснастка та- |
|||||||||
левой системы |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Диаметр талевого |
каната, |
22; 25 |
22; 25 |
22; 25; 28 |
25; 28 |
28; 32 |
||||
ìì |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скорость |
подъема крюка |
0,1–0,2 |
0,1–0,2 |
0,1–0,2 |
0,1–0,2 |
0,1–0,2 |
||||
при расхаживании обсад- |
|
|
|
|
|
|||||
ных колонн и ликвидации |
|
|
|
|
|
|||||
аварий, м/с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скорость |
установившего- |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
||||
ся движения при подъеме |
|
|
|
|
|
|||||
незагруженного |
элевато- |
|
|
|
|
|
||||
ра, м/с, не менее |
|
|
|
|
|
|
|
|||
Мощность |
íà |
приводном |
200–240 |
240–300 |
300–440 |
440–550 |
550–670 |
|||
(входном) |
âàëó |
подъемно- |
|
|
|
|
|
|||
го агрегата, кВт |
|
|
|
|
|
|
|
|||
Проходной диаметр |
стола |
460; 560 |
460; 560 |
520,7; 560 |
560 |
560 |
||||
ротора, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Мощность |
íà |
приводном |
180 |
180 |
180–370 |
370 |
370 |
|||
валу ротора, кВт, не более |
|
|
|
|
|
|||||
Допускаемая |
статическая |
2000 |
2000 |
3200 |
3200 |
3200 |
||||
нагрузка на |
ñòîë |
ротора, |
|
|
|
|
|
|||
êÍ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Момент, |
передаваемый |
30 |
30 |
50 |
50 |
50 |
||||
столом ротора, кН м, не |
|
|
|
|
|
|||||
более |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Число основных |
буровых |
1 |
1 |
2 |
2 |
2 |
||||
насосов, не менее |
|
|
|
|
|
|
|
|||
Мощность |
привода |
áóðî- |
300; 375 |
300; 375 |
475 |
475; 600; 750 |
475; 600; 750 |
|||
вого насоса, кВт |
|
|
|
|
|
|
|
|||
Наибольшее |
давление на |
20; 21 |
20 |
21; 25 |
25; 32 |
25; 32 |
||||
выходе насоса (в мани- |
|
|
|
|
|
|||||
фольде), МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Номинальная |
|
длина |
ñâå- |
18 |
18 |
18; 25; 27 |
18; 25; 27 |
25; 27; 36 |
||
÷è, ì |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Высота основания |
|
|
3 |
4 |
4,4; 5,5 |
4,4; 5,5 |
5,0; 5,5 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14.3. КОМПЛЕКТНЫЕ БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО И ГЛУБОКОГО РАЗВЕДОЧНОГО БУРЕНИЯ
Выпускаемые буровые установки периодически обновляются более производительными и надежными моделями, отвечающими возрастающим требованиям бурения и новейшим достижениям науки и техники. Повышение производительности и надежности буровых установок − предпосылка успешного выполнения непрерывно возрастающих объемов бурения. Во многих случаях смена выпускаемых моделей происходит в связи с изменением параметров буровых установок.
В комплектные буровые установки входят буровое оборудование и сооружения, оборудование системы циркуляции промывочного раствора, комплекс механизмов АСП для автоматизации спускоподъемных операции, регулятор подачи долота и др.
448
|
|
|
|
|
Ò à á ë è ö à 14.1 |
разведочного бурения нефтяных и газовых скважин |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
вой установки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
|
|
|
|
|
2500 |
3200 |
4000 |
5000 |
6300 |
8000 |
2500–4000 |
3200–5000 |
4000–6500 |
5000–8000 |
6500–10 000 |
8000–12 500 |
5×6 |
6×7 |
6×7 |
7×8 |
7×8 |
7×8 |
28; 32 |
32; 35 |
32; 35 |
35; 38 |
38; 42 |
42; 44 |
0,1–0,2 |
0,1–0,2 |
0,1–0,2 |
0,1–0,2 |
0,1–0,2 |
0,1–0,2 |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
1,4 |
1,4 |
1,4 |
670–900 |
900–1100 |
1100–1475 |
1475–2200 |
2200–2950 |
2500–2950 |
560 |
700 |
700 |
950 |
950 |
1260 |
370 |
370 |
440 |
500 |
540 |
540 |
3200 |
4000 |
4000 |
5000 |
6300 |
8000 |
50 |
80 |
80 |
80 |
120 |
– |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
3 |
475; 600; 750 |
600; 750; 950 |
600; 750; 950 |
950; 1180 |
1180 |
1180; 1840 |
25; 32; 35 |
25; 32 |
25; 32; 35 |
32; 40 |
40 |
40; 105 |
25; 27; 36 |
25; 27; 36 |
25; 27; 36 |
25; 27; 36 |
25; 27; 36 |
27; 36 |
5,0; 6,0 |
6,0 |
6,7; 8,0 |
6,9; 8,0 |
7,5; 8,0 |
8,5 |
|
|
|
|
|
|
Широко распространены буровые установки на базе комплектов основного бурового оборудования Уралмаш. Для морских буровых установок Уралмашзавод выпускает буровое оборудование ПБУ 6000/60ПЭМ и ППБУ 6000/200ППЭМ. На предприятиях бурения эксплуатируются снятые с производства буровые установки БУ80БрД, БУ80БрЭ, Уралмаш 3000ЭУК, Уралмаш 3000ЭУ, Уралмаш 4000Э-1, Уралмаш 4000Д-1, Уралмаш 6500Э, Уралмаш 6500ДГ, а также отдельные опытные модели.
Буровые установки БУ2500ДГУ и БУ2500ЭУ разработаны взамен буровых установок БУ80БрД и БУ80БрЭ-1. Основное и вспомогательное оборудование этих установок монтируется на отдельных блоках, транспортируемых гусеничными тяжеловозами.
На вышечном блоке размещаются вышка, буровая лебедка с коробкой перемены передач, ротор, трансмиссии лебедки и ротора, вспомогательный привод, ключ АКБ-3М2, вспомогательная лебедка, консольно-поворотный кран, пульт бурильщика и некоторое другое оборудование. Основание этого блока представляет собой металлическую платформу с опорами. Лебедка со вспомогательным тормозом и рамой образует лебедочную секцию вы-
449


Рис. 14.2. Функциональная схема буровой установки:
1 – переводник и центратор; 2, 3 – переводники ведущей трубы и вертлюга; 4 – êðþê; 5 – ведущая ветвь каната; 6, 7, 9 – трансмиссии лебедки и ротора; 8 – линия высокого давления; 10 – зажимы ротора
Максимальная скорость бурения скважины достигается, когда характеристики применяемого оборудования наиболее полно удовлетворяют требованиям режимов бурения. Физико-механические свойства горных пород, определяющие их буримость, изменяются в широких пределах, поэтому буровая установка должна позволять изменять в достаточно широком диапазоне параметры режимов бурения. К факторам, определяющим режим бурения, можно отнести соответствие типа и размеров долота условиям бурения, осевую нагрузку на него, частоту его вращения, количество и качество прокачиваемой жидкости или газа, время работы долота на забое.
Время работы долота на забое зависит от типа и конструкции долота, качества его изготовления, свойств разбуриваемых пород и режима эксплуатации долота Средняя продолжительность пребывания долота на забое (в ч): для шарошечных долот при турбинном бурении в твердых породах 1,5−3, в мягких − 5−15, при роторном бурении в твердых породах 20−100, в мягких − 80−250, для режущих и истирающих долот при турбинном бурении 10−30, при роторном − 30−60, для алмазных долот в твердых породах 10−20 ч, в средних и мягких породах до 200. Все механизмы и агрегаты буровой установки должны обеспечивать бесперебойную работу в течение указанного времени.
Эти данные ориентировочные. По мере применения долот новых типов и улучшения режимов бурения время пребывания долот на забое может увеличиваться.
Для наращивания бурильной колонны процесс бурения останавливают через каждые 6, 9 или 12 м углубления скважины. Время, затрачиваемое на наращивание, составляет 3−10 мин.
Весь цикл работы буровой установки или рейс одного долота приведен на диаграмме (рис. 14.3). Как видно из диаграммы, рейс состоит из
453

Рис. 14.3. Диаграмма одного цикла (рейса долота) буровой установки:
С – спуск колонны; Пр – проходка; Ц – циркуляция и промывка скважины; П – подъем колонны; Д – смена долота; Б – бурение; Н – наращивание; t – время; Pê′, Pê′′, Pê′′′ – нагрузка соответственно на крюке в начале, конце рейса и при бурении; Pä – нагрузка на долото; n – номер рейса; Hä – нагружение долота; Qò – вес талевой системы
спуска С колонны с циклическим увеличением нагрузки на крюк Pê до наибольшей для данной глубины скважины, нескольких периодов бурения Б, наращивания Н и подъема П колонны для смены долота Д с цикличе- ским уменьшением нагрузки на крюк по мере извлечения каждой свечи. Скорость спуска бурильной колонны лимитируется технологическими условиями, состоянием ствола скважины и составляет 1−2 м/с в необсаженном и до 3 м/с в обсаженном стволе.
При подходе к забою скважины спуск бурильной колонны замедляют, чтобы не заклинить новое долото, так как изношенное предыдущее долото по мере износа уменьшает диаметр и форму скважины. На некотором расстоянии от забоя долото останавливают и скважину промывают, после чего начинают вращать долото, осторожно подводят его к забою и производят проработку при иной части ствола с небольшой нагрузкой. После этого нагрузку на долото быстро и плавно увеличивают, доводя в минимально возможное время до максимальной, установленной для данных условий бурения. Затем нагрузку регулируют в зависимости от характера проходимых пород. Скорость бурения может меняться от 0,1 до 60 м/ч и даже более.
После углубления скважины на всю длину ведущей трубы бурение приостанавливают, колонну приподнимают и скважину промывают для того, чтобы поднять выбуренную породу в затрубном пространстве на высоту, исключающую возможность оседания выбуренной породы на забой во время наращивания. Промывка необходима также для выравнивания параметров раствора в затрубном пространстве и внутри колонны труб.
После промывки скважины колонну поднимают на длину ведущей трубы, устанавливают на клиньях или элеваторе на столе ротора, отсоединяют
454