Главная страница

Реферат - Состав буровой установки. Основной двигатель привода буровой установки


Скачать 1.18 Mb.
НазваниеОсновной двигатель привода буровой установки
АнкорРеферат - Состав буровой установки.docx
Дата21.05.2018
Размер1.18 Mb.
Формат файлаdocx
Имя файлаРеферат - Состав буровой установки.docx
ТипДокументы
#71384
страница2 из 3
Каталогsanek_52

С этим файлом связано 5 файл(ов). Среди них: Реферат - Состав буровой установки.docx, Реферат - Расчет и крепление обсадных колонн.docx, Engineering Calculanion 3.xls.
Показать все связанные файлы
1   2   3

СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ

Спуско-подъемные операции включают процесс спуска бурильной колонны в скважину и подъема ее из скважины. Бурильную колонну из скважины часто поднимают для замены долота или перед спуском обсадной колонны после достижения необходимой глубины. Спуск всей бурильной колонны осуществляют после замены долота или при расширении ствола и промывке ее буровым раствором.

На рис. 1.9 представлена схема последовательности операций при подъеме инструмента из скважины. Процесс начинается с поднятия рабочей трубы над ротором, установки клиньев и отвинчивания ведущей трубы и вертлюга с верхнего соединения бурильной колонны и их установки в шурф под ведущую трубу.

Бурильные трубы с помощью элеватора и лебедки поднимают над полом вышки. Элеваторы для подъема бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб (НКТ) представлены на рис. 1.10, а, б, в соответственно. Элеватор представляет собой устройство типа хомута, которое защелкивается на трубе, что позволяет поднимать бурильную колонну из скважины.
состав буровой установки

Рис 1 9 Схема последовательности подъемных операций [2]-

1 — шурф под двухтрубку, 2 — палец, 3 — стальная балка; 4 — полати для верхового

рабочего
Бурильную колонну обычно извлекают комплектом из трех труб (свеча бурильных труб). Свечу бурильных труб (длиной около 28 м) поднимают над ротором и раскрепляют в замке машинными ключами и пневмораскрепителем или с помощью обратного вращения ротора. Верхнюю часть свечи принимает верховой рабочий, располагающийся на полатях, где он освобождает свечу из элеватора. Затем верхнюю часть свечи направляют за специально предназначенный для этого палец, установленный на раме для свечей (подсвечнике). До этого рабочий, работающий у ротора, подает конец свечи к подсвечнику (площадке на полу вышки), который расположен под полатями верхового рабочего. Свободные элеваторы затем опускают и закрепляют на оставшейся бурильной колонне, клинья для захвата убирают из ротора и следующую свечу бурильных труб извлекают из скважины.

Этот процесс продолжается до тех пор, пока вся бурильная колонна не будет поднята из скважины и установлена в буровой вышке.

При спуске последовательность та же, что и при подъеме, но в обратном порядке, т. е. трубу поднимают с подсвечника с помощью элеватора. К.НБК, включающую долото и УБТ, спускают в скважину в первую очередь.

Когда скважина пробурена, опробована и закончена, свечи бурильных труб разбирают на отдельные трубы для передвижения на новую буровую.

состав буровой установки

Рис 1 10 Элеваторы для труб
КАРОТАЖ, ОБОРУДОВАНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ

После бурения скважины до проектной глубины обычно проводят скважинные исследования (каротаж), как в открытом, так и в обсаженном стволе с помощью специальной аппаратуры, спускаемой на кабеле.

Основные дели исследования скважины в необсаженном стволе — определение пористости, водонасыщенности и границ продуктивной зоны или зон. Эти параметры необходимы для установления количества извлекаемой нефти и времени эксплуатации пласта. Скважинные исследования подробно изложены в работе. В большинстве разведочных и эксплуатационных скважин проводят текущие исследования и определяют пластовое давление, тип и качество углеводородов. Эксплуатационные исследования проводят для определения показателя продуктивности нефтяной или газовой скважины. Опробование испытателем пласта, спущенным на колонне бурильных труб, проводят с целью контроля скважинных эксплуатационных характеристик, для определения видов флюида и некоторых пластовых параметров.

Заканчивание нефтяной скважины включает установку эксплуатационного пакера, спуск колонны НКТ и перфорацию продуктивной зоны (зон). Эксплуатационный пакер устанавливают непосредственно над продуктивной зоной, в результате чего з-атрубное пространство изолируется от пластового давления, а также ограничивается поступление жидкости в НКТ. НКТ навинчивают на подвесное устройство в колонной головке (рис. 1.15) и устанавливают в катушку колонной головки.

В районах с несколькими нефтяными пластами в одной и той же скважине нельзя допускать двойную эксплуатацию, когда две колонны НКТ спускают в разные продуктивные зоны. Таким образом, необходимо два пакера для изоляции продуктивных зон от затрубного пространства.

К верхнему фланцу катушки головки НКТ присоединяют фонтанную арматуру (елку).

Фонтанная арматура — это стальное устройство с полым каналом внутри, соединенное с верхней частью НКТ. Она имеет ряд клапанов для управления потоком углеводородов, поступающих из

скважины.
П

состав буровой установки

Рис. 1.15. Схема оборудования для эксплуатации скважины двумя колоннами НКТ:

/ — башмак обсадной колонны диаметром 177,8 мм; 2,3 — интервалы перфорации для длинной и короткой колонн НКТ; 4, 28 — направляющий безмуфтовый башмак диаметром 60,3 мм с резьбой типа CS для спуска приборов на кабеле; 5 — короткий безмуфтовый переводник с резьбой типа CS; 6 — ниппельный переводник диаметром 60,3 мм типа XN фирмы «Отис» (имеет суженное проходное отверстие); 7 — перфорированная труба-фильтр диаметром 60,3 мм; « — труба НКТ диаметром 50,8 мм; 9, 21 — ниппельный переводник диаметром 60,3 мм типа X фирмы «Отис»; 10, П— НКТ диаметром 60,3 мм; // — переводник НКТ 60,3X73 мм; 12 — НКТ диаметром 73 мм; 13 — короткая колонна НКТ 60.3Х Х73 мм; 14 — длинная колонна НКТ диаметром 73 мм; 15 — обсадная колонна диаметром 219 мм; 16 — подвеска потайной обсадной колонны диаметром 177,8 мм; 18 — устройство типа SSD фирмы «Отис» со скользящей боковой дверцей; 19 — секция защитных труб диаметром 60,3 мм; 20 — башмак обсадной колонны диаметром 219 мм; 22 — локатор (посадочный переводник) типа G-22 фирмы «Бэй-кер»; 23 — пакер типа F-1 фирмы «Бэйкер»; 24 — уплотнительное устройство; 25 — безмуфтовые перфорированные трубы диаметром 60,3 мм с резьбой; 26 — ниппельный переводник диаметром 60,3 мм типа XN; 27 — короткий переводник диаметром 60,3 мм; 29 — потайная колонна диаметром 177,8 мм
ДОЛОТА ДЛЯ РОТОРНОГО БУРЕНИЯ

Буровое долото—неотъемлемая часть бурильной колонны, и его правильный выбор невозможно переоценить. Буровое долото разрушает породу в результате совместного действия осевой нагрузки и крутящего момента. Разрушенная порода вымывается с забоя буровым раствором, позволяя долоту разрушать вновь образованную поверхность. В результате этого процесса— разрушения породы и очистки забоя — образуется ствол скважины.

В данной главе изложены результаты работы шарошечных долот для роторного бурения и'приведен краткий обзор типов долот с алмазными поликристаллическими вставками.
Долота применяемые при бурении г.п. в руднике «Железный» ОАО КГОКа.
ШАРОШЕЧНЫЕ ДОЛОТА

Шарошечное долото состоит из шарошек конической формы, которые вращаются вокруг собственной оси и оси долота.

Эти долота наиболее широко используют при бурении нефтяных скважин, а также месторождений твердых полезных ископаемых и для целей гражданского строительства. Впервые эти долота были применены в 1920 г. В настоящее время бурение 95 % объема проходки нефтяных скважин осуществляется шарошечными долотами.

Шарошки долота снабжены фрезерованными зубцами, выполненными из тела шарошки, или вставками карбида вольфрама. Долота с фрезерованными зубцами используют при бурении мягких пород, а штыревые долота—средних и твердых горных пород..

Существуют три типа шарошечных долот:

1) двухшарошечные долота, изготовляемые в настоящее время только с фрезерованными зубцами, что ограничивает их применение для мягких пород;

2) трехшарошечные долота, которые изготовляют как с фрезерованными зубцами, так и с вставками из карбида вольфрама (рис. 4.1); изложенное ниже, в основном, относится к трехша-рошечным долотам;

3) четырехшарошечное долото, которое изготовляют только с фрезерованными зубцами и используют в настоящее время для скважин большого диаметра, т. е. 660,4 мм и более.
состав буровой установкиРис 4 1 Штыревое долото со вставками из карбида вольфрам

ТРЕХШАРОШЕЧНОЕ ДОЛОТО

В трехшарошечном долоте применяют три режущих шарошки, каждая из которых укреплена на лапе на соответствующем подшипниковом узле. На рис. 4.2 и 4.3 приведены элементы долот с фрезерованными зубьями и со вставками из карбида соответственно.

Трехшарошечное долото состоит из трех одинаковых по размеру шарошек и трех идентичных лап (рис. 4.4). Три лапы сварены вместе и образуют цилиндрическую секцию, которая имеет резьбу для присоединения к бурильной колонне. В каждой лапе выполнено отверстие (для циркуляции раствора), диаметр которого может изменяться путем установки насадок различных диаметров (см. рис. 4.3). Насадки используют, чтобы создать сужение для получения высокой скорости истечения жидкости и эффективной очистки ствола скважины. Раствор, прокачиваемый через бурильную колонну, проходит через три насадки и в каждую насадку поступает треть потока (если все насадки одинакового диаметра).

Конструкция шарошечного долота зависит от типа и твердости породы, а также от диаметра скважины, которую следует пробурить. Твердость породы определяет тип и состав материала, используемого для изготовления режущих элементов. Применяемая сталь имеет высокое содержание никеля и, кроме того, упрочняется добавлением молибдена.
состав буровой установки
Рис. 4 2. Элементы долота с фрезерованными зубцами

/, 7 — вершина и ocнование зубца 2 — зубец; 3, 6, 8 — шарошки Л' 2, 1 и 3 соответственно, 4—межвенцовая расточка, 5 — выемка между зубцами 9 — промывочная канавка 10 —копьевидная вершина; //, 14— калибрующие поверхности периферийных зубцов с режущими кромками соответственно L и T- образной формы, 12— тыльная сторона шарошки с твердым покрытом 13-направляющая поверхность шарошки.
Рис. 4.3 Элементы долота со вставками из карбида вольфрама:

/, 3, 9 — шарошки № 2, 1 и 3 соответственно, 2 — штыри с пикообразной рабочей головкой, 4 — удлиненные штыри с пикообразной рабочей головкой; 5 — плоские твердосплавные вставки; 6 — шаг (переменный) между твердосплавными вставками; 7 — отверстие насадки; 8 — межвенцовая расточка (канавка); 10 — штыри с пикообразной рабочей головкой калибрующего венца шарошки, // — штыри внутреннего венца шарошки.
состав буровой установки

Рнс 4. 4 Долото с герметизированной опорой:

а — общий вид, б — лапа, / — ниппель, 2 — приварная крышка (пробка); 3 — смазка, 4 — канал для смазки, 5 — приварной замковый палец; 6 — козырек лапы, 7 — сальниковое уплотнение подшипников, 8 — наружный роликовый подшипник; 9 — шариковый подшипник, 10— концевой опорный подшипник, 11— цапфа; 12 — втулка цапфы, 13 — шарошка, 14 — уравнительное отверстие, 15 — диафрагменный компенсатор (сильфон)
Особенности конструкции

Конструкция долота определяется свойствами породы и диаметром скважины. Лапы и цапфы идентичны, но форма и распределение резцов на шарошках различны [2]. Конструкция долота обеспечивает равномерную нагруженность трех лап.

При проектировании и изготовлении трехшарошечных долот Для мягких и твердых пород

обычно учитывают следующие факторы: угол наклона цапфы; величину смещения, форму зубцов; тип подшипников и взаимосвязь между зубцами и подшипниками.

Угол наклона цапфы. Цапфа долота представляет собой опорную поверхность, несущую нагрузку, и состоит из подшипников (см. рис. 4.4). Угол наклона цапфы определяется как угол, образованный линией, перпендикулярной к оси цапфы, и осью долота. На рис. 4.5 показан разрез лапы трехшарошеч-ного долота. Угол 6 определяет угол наклона цапфы.

Угол наклона цапфы непосредственно влияет на размеры шарошки. Увеличение угла наклона цапфы ведет к уменьшению угла основного конуса шарошки, что, в свою очередь, отражается на размерах долота. На рис. 4.6 показано, как уменьшаются размеры шарошки, если угол наклона цапфы увеличивается от 0 до 45°. Чем меньше угол наклона цапфы, тем больше калибрующе-фрезерующее действие трех конических шарошек [1]. По мере возрастания угла цапфы (начиная с нуля) форма шарошек должна быть такой (см. рис. 4.6), чтобы исключить их зацепление друг с другом. Следовательно, угол наклона цапфы влияет на размеры и форму шарошки.

Оптимальные углы наклона цапфы шарошечных долот для мягких и твердых пород составляют 33 и 36° соответственно.

состав буровой установки

Рис. 4.5. Схема определения угла наклона цапфы:

/ — ось долота; 2 — ось цапфы; 3 — цапфа
состав буровой установки

Рис. 4.6. Влияние угла наклона цапфы на размеры шарошки:

а б, в, г, д — угол наклона цапфы 0, 15, 30, 36 и 45° соответственно Темным показаны части, которые удаляются
состав буровой установки

Рис. 4.7. Конструкции шарошек: а — перекатывающейся шарошки; 6 — для чягмэй породы; в — со смещением осей шарошки относительно оси долота, I — ось шарошки и опоры подшипников; 2 — ось долота* 3 — вершина; 4 — угол конуса шарошки; 5 -т вершина внутреннего угла; 6 — вершина угла периферийного конуса шарошки; 7,8 — угол соответственно периферийного и внутреннего конусов шарошки; 9 — смещение; 10 — ось цапфы; //—вершина угла смещения; 12 — угол смещения.
состав буровой установки

состав буровой установки
Рис. 4.8. Схема расположения зубцов соседних шарошек.
Смещение оси шарошки. Смещение осей шарошек определяется как горизонтальное расстояние между осью долота и вертикальной плоскостью, проходящей через цапфу [3]. Влияние смещения оси и конструкции шарошки на разрушение породы показано на рис. 4.7. Шарошка, приведенная на рис. 4.7, а, имеет вершину в центре вращения долота и движется по кругу с центром у вершины. Такая схема определяет чистое качение. Шарошка с двумя основными углами, ни один из которых не имеет вершины в центре вращения долота, представлена на рис. 4.7, б. В этом случае коническая поверхность периферийного ряда вращается вокруг своей теоретической вершины, а внутренняя коническая поверхность шарошки — вокруг собственной вершины. Так как шарошка вращается вокруг центральной оси долота, то она проскальзывает при вращении, срезая породу.

Практикой установлено, что мягкие породы эффективно разрушаются за счет дробяще-скалывающего действия. Этот эффект усиливается вследствие смещения осевых линий шарошек от центра вращения долота (рис. 4.7, в). Величина смещения осей зависит от крепости породы. Для мягких пород трехшарошечное долото изготовляют с большим смещением, чтобы шарошки проскальзывали во время качения по забою скважины. Твердые породы характеризуются хрупкостью, высокой прочностью и эффективно разрушаются за счет дробяще-скалывающего действия. Долото испытывает значительную осевую нагрузку, чтобы преодолеть прочность породы на сжатие непосредственно под зубцом и разрушить ее. Для твердой породы срезывающие усилия не требуются и, следовательно, смещение осей отсутствует.

Для пород средней твердости угол смещения осей может составлять 2°.

Зубцы. Длина и геометрия зубцов непосредственно связана с прочностью разрушаемой горной породы, высота ограничивается размером шарошки и конструкцией подшипников.

При конструировании учитывают следующие факторы.

1. Расположение зубцов на шарошке и их взаимное расположение на соседних шарошках, которые определяются прочностью зубца, его высотой и значением угла при вершине [3]. Взаимное расположение зубца соседних шарошек (рис. 4.8) обеспечивает их зацепление для очистки и, в свою очередь, эффективное бурение.

2. Форму и длину зубцов, которые определяются характеристиками разбуриваемой горной породы. Длинные, острые и расположенные с большим шагом зубцы используют для бурения мягких пластичных пород. В мягких породах применяют более длинные зубцы, что позволяет получить значительный объем породы. Большое расстояние между зубцами способствует легкому удалению обломков породы и самоочищению долота. Угол при вершине зубца долота для мягких пород изменяется от 39 до 42°.

Для твердых пород зубцы изготовляют короче, они имеют меньший угол заострения и расположены более часто, чтобы выдерживать высокие сжимающие нагрузки, необходимые для разрушения. В этом случае зубцы не проникают в породу, а осуществляют ее разрыв за счет приложения высоких сжимающихся нагрузок.

Долото для пород средней твердости имеет небольшое число зубцов и средние углы при вершине 43—45° [2]. Угол при вершине зубцов долота для твердых пород составляет 45—50°.

3. Типы зубцов. Зубцы трехшарошечного долота могут быть фрезерованного или вставного типа. Фрезерованные зубцы вырезаются из корпуса шарошки (см. рис. 4.2), одна сторона зубца имеет твердую поверхность, покрытую твердосплавным материалом типа карбида вольфрама, чтобы обеспечить самозатачивающее действие. Так как неармированная сторона изнашивается, то она имеет острую кромку. Значительная долговечность зубца достигается путем покрытия карбидом вольфрама одной стороны полностью, а противоположной — частично [2]. Такая конструкция уменьшает износ зубца.
состав буровой установки

Рис. 4 9. Виды вставок для различных пород:

а — для мягких, б — для мягких и средней твердости, в —для средних и твердых; г — для твердых
состав буровой установки
состав буровой установки
состав буровой установки
состав буровой установки

Рис. 4 10 Схема подшипника типа ролик — шарик — ролик:

1 — наружный роликовый подшипник, 2,3 — шариковый и роликовый подшипники.
Долота с фрезерованными зубцами наиболее широко используют при бурении очень мягких пород, в которых требуются небольшие нагрузки.

Для твердых пород применяют шарошки со вставками штыревого типа. Вставки изготовлены из карбида вольфрама и запрессованы в отверстия, предварительно просверленные в корпусе шарошки.

Существуют несколько форм вставных зубцов, каждая из которых предназначена для соответствующей твердости разбуриваемой горной породы (рис. 4.9). Остроконечные вставные

зубцы используют для бурения мягких пород, а круглые и полусферические вставки применяют для бурения средних и твердых пород. На рис. 4.1 показано долото штыревого типа с остроконечными вставными зубцами.

Подшипники опор долот. Эти элементы долота выполняют следующие функции: 1) воспринимают радиальную нагрузку; 2) воспринимают осевые нагрузки; 3) удерживают шарошки на лапах.

Первая функция осуществляется крайним и ближним к вершине цапфы подшипниками, вторая и третья функции — шариковыми подшипниками и фрикционными упорными поверхностями.

Применяют два различных типа подшипников: качения (антифрикционные) и скольжения (фрикционные).

Подшипники качения применяют в виде двух схем: ролик — шарик —ролик (РШР) и ролик—шарик—подшипник скольжения (РШС).

Подшипник опоры типа ролик — шарик — ролик (рис. 4.10) включает роликовый подшипник (ближний к вершине цапфы), содержащий ролики (небольшие сплошные цилиндры), промежуточный шариковый и наружный роликовый подшипники. Шариковый замковый подшипник служит для закрепления шарошки на цапфе Диаметр подшипника определяется углом наклона цапфы и типоразмером шарошки. Рациональное соотношение между диаметрами подшипников, роликов и шариков, толщиной корпуса шарошки определяется прочностью каждой составной части. Недостаток опоры долота со схемой РШР — выкрашивание беговых дорожек на стороне большей нагрузки под действием высоких напряжений. Долговечность долота со схемой РШР меньше по сравнению со схемой, в которой применяют подшипники фрикционного типа (скольжения).

Схема ролик — шарик — ролик обычно используется в долотах диаметром более 311 мм в условиях, в которых требуются высокие скорости вращения.

Опора со схемой РШС (см. рис. 4.4) включает подшипник скольжения, установленный ближе к вершине цапфы. Внутренний шариковый и наружный роликовый подшипники такого же типа, что и в схеме РШР. Подшипник скольжения состоит из специальной цементируемой втулки, запрессованной в гнездо передней части цапфы Поверхность цапфы покрыта специальным твердым сплавом (стеллитом) так, что при вращении втулки на цапфе коэффициент трения незначителен, в результате чего уменьшается износ.

Подшипники скольжения стали применять в бурении, чтобы исключить недостатки опор со схемой РШР — выкрашивание беговых дорожек. Кроме того, замена роликов подшипниками скольжения позволяет увеличить прочность шарошки вследствие большей толщины корпуса и цапфы за счет ее большего диаметра.

Опоры по схеме ролик— шарик— подшипник скольжения используют в долотах диаметром до 311 мм.
состав буровой установки

Рис. 4.11. Цапфа подшипника скольжения типа СШС [1]:

1 — уравнительные отверстия; 2 — резервуар со смазкой, 3 — отверстие для заполнения смазкой, 4 — канал для смазки, 5 — замковый палец, 6 — кольцевой слой смазки, 7 — сальниковое уплотнение, 8 — слой твердого сплава на цапфе, 9 — лапа, 10— мембрана для уравнивания давления; 11 — слой специального покрытия для быстрого отвода тепла на внутренней поверхности шарошки, 12 — шарошка, IS — шариковый подшипник, /4 — пята, 15 — стой твердого сплава на нагруженной поверхности цапфы.
Фрикционные подшипники (скольжения). Основное их отличие состоит в том, что ролики подшипника, установленного ближе к вершине цапфы, и наружного заменены подшипниками скольжения. Это дает возможность увеличить диаметр опоры, в результате чего получают более прочную опору. Опора по схеме подшипник скольжения — шарик— подшипник скольжения (СШС) приведена на рис. 4.11. Существует другой вариант «Хьюз», в котором шариковый подшипник заменен стальным кольцом.

Смазка опор долот. Опоры шарошечных долот бывают не-герметизированные и герметизированные. Негерметизирован-ные опоры смазываются с помощью циркулирующего в скважине бурового раствора, поступающего через зазоры между шарошкой и цапфой. Для смазки долот с герметизированной опорой применяют специальную систему, размещенную внутри корпуса лапы. В последнем случае смазка буровым раствором не рекомендуется, так как буровой раствор содержит абразивные твердые вещества (песок, барит и т. д.), которые сокращают срок эксплуатации долота.

Негерметизированные опоры смазываются буровым раствором. Герметизированная опора состоит из подшипников, уплотнения, резервуара со смазкой и компенсатора давления (см. рис. 411). Уплотнение представляет собой О-образное кольцо, помещенное между шарошкой и самой нижней точкой подшипника. Уплотнительное кольцо создает герметизацию, предупреждающую попадание бурового раствора на опору или выход смазки. Резервуар обеспечивает подачу консистентной

смазки в опору через канал. Движение консистентной смазки регулируется системой компенсирования давления.

Компенсатор давления включает гибкую мембрану, которая действует в пределах металлического протектора и удерживается стальной крышкой с отверстиями. Компенсатор поддерживает одинаковое давление внутри и снаружи опоры. Механизм компенсирования давления снабжен предохранительным клапаном. Последний защищает уплотнение опоры и компенсатор от повреждения, когда высокая температура способствует разложению смазки на газообразные компоненты, в результате чего увеличивается внутреннее давление.
1   2   3

перейти в каталог файлов
связь с админом