3. Противикидне обладнання

Превентори ( проти викидні пристрої)

Зазвичай превентори - це клапани , які можна закрити в будь-який момент при виявленні газу або нафти.

Превентори бувають трьох видів:

• універсальні превентори , які виготовлені так , щоб закритися на трубі будь-якого розміру і форми , спущеною в свердловину . Вони зазвичай закриваються , коли свердловині загрожує викид ;

• трубні плашкові двох видів: з постійним і змінним діаметрами. Плашки з постійним діаметром призначені для бурильних труб одного типорозміру і можуть використовуватися під час буріння. Плашки змінного діаметру призначені для ущільнення різних типорозмірів труб;

• глухі і зрузуючі плашки . Глухі плашки застосовують для закриття свердловини , в якій немає бурильної колони або обсадних труб. Зрізуючі плашки - різновид глухої плашки , яка може зрізати трубу і перекрити відкриту свердловину .

Рисунок 8 – універсальний превентор

Рисунок 9 – Плашковий првентор

Рисунок 10 – Глухий превентор

1.7 Система управління

Управління буровими установками зводиться до пуску і зміни режиму роботи , з'єднання і роз'єднання валів, що обертаються , гальмування і зупинці різних за призначенням і принципом дії агрегатів , що беруть участь у виконанні технологічних процесів проводки свердловин.

Управління цими агрегатами ділять на:

• електричне ,

• пневматична,

• механічне.

Електричне управління - це управління приводними електродвигунами основних агрегатів , ротора лебідки , бурових насосів , електричними гальмівними машинами (бурові установки з електричним приводом) з приводними електродвигунами допоміжних механізмів. Це управління в загальному здійснюється командоконтроллером за допомогою пускових кнопок.

Пневматичне управління принципово відрізняється від електричного , тому що забезпечує з'єднання і роз'єднання валів, що обертаються механізмів і агрегатів за допомогою шинно-пневматичних муфт , а також за допомогою пневматичних циліндрів впливає на важільні системи включення кулачкових муфт і гальмування барабана лебідки.

Механічне управління збереглося тільки в управлінні паливними насосами дизелів в бурових установках Уралмаш ЗД- 76 і Уралмаш 3000БД і включенні кулачковою муфти.

У системах управління буровими установками Уралмаш – заводу, широко використовують пневматичні муфти та пневматичні циліндри , у зв'язку з цим широко застосовують пневматичне дистанційне керування. Як показала багаторічна практика , системи пневматичного управління володіють наступними перевагами :

• легкість і чіткість дистанційного керування ,

• незначність фізичних навантажень при управлінні рукоятками ,

• безвідмовна робота в будь-яких кліматичних умовах ,

• швидкість і плавність дії ,

• простота конструкції , яка обумовлює надійність і тривалий термін експлуатації ,

• мінімальні вимоги до догляду за агрегатами ,

• пожежна безпека і газобезпека .

2 Вибір і опис обладнання

2.1 Обґрунтування конструкції свердловини глибиною 5800м.

Напрям d = 630 мм спускається на глибину 7м з метою запобігання від розмиву гирла. Забутовується на всю довжину.

Кондуктор d = 426 мм спускається на глибину 180 м. з метою перекриття верхніх нестійких порід, схильних до поглинань і обвалів. Цементується по всій довжині.

Проміжна колона d = 324 мм спускається на глибину 1850 м двома секціями із стиковою на глибині 1000 м з метою перекриття юрських,крейдових,тріасових і пермських відкладів, де можливе звуження ствола свердловини, жолобоутворення і поглинання.Цементується колона по всій довжині.

Проміжна колона d = 245 мм спускається на глибину 3900 м двома секціями із стиковою на глибині 1700 м з метою перекриття верхніх,середніх, і частин нижніх кам’яновугільних відкладів де можливі сильні обсипання і обвали. Цементується колона по всій довжині.

Експлуатаційна колона d = 168/146 мм спускається до проектної глибини 5800 м двома секціями із стиковкою на глибині 3800 м і переходом на глибині 2500 м. Цементується колона по всій довжині.

Таблиця 2.1 – Конструкція свердловини

Проектна глибина, м	Конструкція свердловини				Вага 1п.м. труби, Н
	діаметр колони, мм	товщина стінки, група міцності	довжина колони, м
5800	720	10Д	7	1838
	426	10Д	180	1062
	324	10Д 9Д 12Д	300 400 1150	796 721 945
	245	9Е 12Д 11К 11Е	800 1200 1600 300	539 705 661 661
	168	9Е 10Е 11К 12К	140 360 1060 940	362 399 435 471
	146	11Р 11Л 10Л 10Е 9Е	500 600 1000 760 400	374 374 343 343 312

Рисунок 11 – Конструкція свердловини

2.2 Розрахунок найбільшого навантаження на гаку при буріння свердловини

2.2.1 Визначення діаметра долота.

Діаметр долота при бурінні під кожну обсадну колону визначаємо за формулою

; (2.1)

де – зовнішній діаметр муфти колони обсадних труб (додаток.1);

∆ - величина зазору між муфтою і стінками свердловини (додаток.1).

Діаметр долота під направлення:

D_м=451 мм, Δ=30…50 мм,

D^напр_дол=451+50=501 мм.

Діаметр долота підбираємо із стандартного ряду шарошкових доліт: 140, 145, 151, 161, 172, 190, 214, 243, 269, 295, 320, 346, 370, 394, 445, 490.

Вибираємо із стандартного ряду D^напр_дол=490 мм.

Діаметр долота під кондуктор:

D_м=351 мм, Δ=20…40 мм,

D^к_дол=351+40=391 мм.

Вибираємо із стандартного ряду D^к_дол=394 мм.

Діаметр долота під проміжну колону:

D_м=270 мм, Δ=25…30 мм

D^пр_дол=270+30=300 мм.

Із стандартного ряду D^пр_дол=295 мм.

Діаметр долота під експлуатаційну колону:

D_м=188 мм, Δ=20…25 мм,

D^експ_дол=188+25=213 мм.

Із стандартного ряду D^експ_дол=214 мм.

Діаметр долота під експлуатаційну колону:

D_м=166 мм, Δ=10…20 мм,

D^експ_дол=166+20=186 мм.

Із стандартного ряду D^експ_дол=190 мм.