Состав комплекса буровой установки для бурения нефтяных скважин

Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин – это целый комплекс технологических устройств, инструментов и приспособлений, обеспечивающий сам процесс бурения  и промывку скважины с извлечением из неё остатков разбуренных пород. Центральное звено любого бурового комплекса – это буровая установка (буровая вышка).

Буровая вышка

Буровая установка для бурения нефтяных скважин представляет собой комплекс буровых механизмов, машин и оборудования, который монтируется непосредственно на точке бурения и обеспечивает весь процесс обустройства скважин.

Как вы думаете, что будет с нефтью в 2022 году?

• Подорожает
• Подешевеет

Просмотреть результаты

 Загрузка ...

Буровая вышка

Основными элементами современной буровой установки являются:

• вышечный блок;
• блок насосного оборудования;
• силовые  приводы;
• блок для приготовления бурового раствора;
• блок очистки бурового раствора (часто совмещен с предыдущим блоком);
• оборудование для бурения:

1. ротор;
2. вертлюг;
3. талевый механизм;
4. буровая лебедка;
5. насосы;
6. силовой привод и так далее.

• буровые сооружения:

1. буровая вышка;
2. комплект оснований;
3. укрытия сборно-разборного или каркасно-панельного типа;
4. комплект стеллажей;
5. приемные мостки.

1. устройство для регулировки подачи долота;
2. механизмы, позволяющие автоматизировать спусковые и подъемные операции;
3. клиновой пневматический захват для труб;
4. буровой автоматический ключ;
5. вспомогательная лебедка;
6. пневматический раскрепитель;
7. краны для проведения ремонта;
8. пульт для контроля за процессами бурения;
9. управляющие посты.

• оборудование, обеспечивающее приготовление, регенерацию и  очистку буровых растворов:

1. устройство для приготовления раствора;
2. комплект вибросит;
3. отделители ила и песка;
4. подпорные насосы;
5. комплект емкостей для буровых растворов, воды и  химреагентов.

• манифольд:

1. блочная нагнетательная линия;
2. запорные устройства дроссельного типа;
3. буровой рукав.

• оборудования, обеспечивающее обогрев элементов буровой установки:

1. теплогенераторы;
2. радиаторы отопления;
3. коммуникации, обеспечивающие циркуляцию теплоносителя.

Основное назначение вышечного блока:

• подвешивание талевой системы и крепящихся к ней бурильных труб;
• размещение  оборудования, обеспечивающего спуск и подъем насосно-компрессорных,  обсадных и  бурильных элементов трубных колонн;
• размещение  устройств, обеспечивающих подачу и вращение бурового  инструмента.

В блоке силового привода размещаются дизельные или электрические силовые установки, компрессоры,  редуктора и коробки передач.

В насосном блоке  расположены  насосные установки вместе со своими силовыми агрегатами.

В состав блока для приготовления и последующей регенерации буровых растворов входят:

• емкости для приема и хранения бурового раствора, как для находящегося в процессе рабочей циркуляции, так и для создания необходимого запаса этой жидкости;
• устройства, обеспечивающие приготовление раствора:
• глиномесительное оборудование;
• БПР (блок приготовления раствора) и так далее.

• очистительное оборудования для регенерации бурового раствора:
• комплект вибросит;
• отделители ила и песка;
• дегазационные устройства;
• отстойники.

Комплекс, обеспечивающий спуск и подъем оборудования на скважине, является механизмом полиспастного типа, и включает в себя следующие основные элементы:

• кронблок;
• подвижный  талевый блок;
• буровая лебедка;
• механизм крепления конца каната (неподвижного);
• сам стальной канат, который обеспечивает гибкую связь между двумя предыдущими устройствами.

Кронблок  монтируется в верхней части буровой вышки. Подвижный конец каната  закрепляется на барабане буровой лебедки, а его  неподвижный конец посредством механизма крепления закрепляется у основания вышки. На талевый блок вешается крюк, за который при помощи строп подвешивают или вертлюг, или элеватор для спуска/подъема трубных колонн.  На  современных спуско-подъемных комплексах крюк и талевый блок, как правило, объединяют в единый механизм, называемый  крюкоблоком.

Читать также: Вакуумное оборудование: бустерные насосы

Конструкция нефтяных буровых установок

Технологический инструмент, применяемый при бурении скважин

Понятие «буровой инструмент» объединяет в себе все  приспособления и механизмы, которые используются для бурения скважин и шпуров, а также при работах по  ликвидации возникающих аварийных ситуаций. По своему назначению буровой инструмент делится на:

• технологический;
• специальный;
• аварийный;
• вспомогательный.

Конструктивные особенности и номенклатура бурового инструмента меняются в зависимости от:

• области применения (какие скважины бурят – геологоразведочные, взрывные, эксплуатационные, нагнетательные и так далее);
• способа бурения;
• диаметра скважины;
• характеристик разбуриваемых пород.

При помощи технологического инструмента непосредственно осуществляется бурение, которое заключается в разрушении горных пород и транспортировке на поверхность их разрушенных остатков. Такой инструмент еще называют породоразрушающим или забойным.

В его состав входят:

• долота и коронки;
• кернорватели;
• различные виды труб (колонковые, шламовые, бурильные трубы (обычные и утяжеленные);
• комплект переходников;
• набор сальников и так далее.

Строение углеводородных месторождений нефти и газа представлено в основном горными породами осадочного вида.

Основные физико-механические свойства таких пород, которые непосредственно влияют на буровой процесс:

• упругость;
• пластичность;
• твердость;
• сплошность;
• абразивность.

Основным породоразрушающим инструментом, обеспечивающим бурение скважин, является долото.

По принципу действия, с помощью которого происходит разрушение породы, долота подразделяются на следующие виды:

• режуще-скалывающие –  разрушение породы происходит при помощи  лопастей, наклоненных в сторону вращения инструмента (используются при бурении мягких горных пород);
• дробяще-скалывающие – порода разрушается либо зубьями, либо  штырями, размещенными на шарошках; шарошки вращаются вокруг как вокруг оси долота, так и вокруг собственной оси; в процессе вращения долота, помимо дробящего воздействия штырей или зубьев, в процессе их проскальзывания по забою порода также  скалывается (срезается) породу, что значительно повышает эффективность бурового процесса;
• истирающе-режущие – разрушение породы производится при помощи  алмазных зерен или твердосплавных штырей, которые расположены на торцах долота или на лопастных кромках этого инструмента; такие долота применяют при бурении среднетвердых пород  неабразивного типа и твердых горных пород;  лопастные долота, армированные штырями из твердых сплавов или  алмазными зернами, используются для разбуривания пород, которые перемежаются по твердости и абразивности.

Лопастные виды долот

В зависимости от типа своей  конструкции, а также от оснащенности твердосплавными элементами, долота лопастного типа используют при бурении:

• мягких пород;
• пород  средней твердости;
• мягких пород, в которых есть малоабразивные средние пропластки;
• при необходимости разбурить  цементные пробки  или металлические детали нижней части  обсадных трубных колонн;
• при необходимости расширения скважинного ствола.

В настоящее время на практике применяются следующие виды лопастных долот:

• двухлопастные с проточной промывкой (диаметр варьируется от 76-ти до 165,1 миллиметра);
• трехлопастные с проточным или гидромониторным видом промывки (диаметры – от 120,6 до 469,9 миллиметров);
• трехлопастные долот с  истирающе-режущим принципом действия с проточной промывкой или промывкой с помощью гидромонитора (диаметр – от 190,5 до 269,9 миллиметров);
• шестилопастные истирающе-режущие долота с двумя типами промывки (диаметр – от 76-ти до 269,9 миллиметров);
• пикообразные с проточной промывкой (диаметр – от 98,4 до 444,5 миллиметров).

В настоящее время промышленность производит такие типы долот лопастного вида (к пикообразным – не относится):

• долота для бурения мягких пород (литера М);
• для мягких пород со среднетвердыми  пропластками (МС);
• для абразивных мягких абразивных пород со среднетвердыми  пропластками (МСЗ);
• для среднетвердых пород (С);

Пикообразные лопастные долота бывают двух видов:

• применяемые для расширения скважинного ствола (литера Р);
• для разбуривания металлических элементов и  цементных пробок в нижней части обсадной колонны (Ц).

Читать также: Принцип работы и устройство фонтанной арматуры нефтяной скважины

Долота с шарошками

Как в нашей стране, так и во многих зарубежных нефтегазодобывающих странах бурение газовых и нефтяных, как правило, производится при помощи шарошечных долот  с шарошками конической формы. Долота шарошечного типа используются для производства  сплошного бурения скважин самого разного назначения (добывающих, разведочных, нагнетательных и так далее). Очистка забоя при использовании таких долот производится либо при помощи сжатого воздуха, либо промывочными растворами.

Долото шарошечное буровое d=76-490 мм

Если сравнивать такой инструмент с описанным выше лопастным, то он имеет ряд несомненных преимуществ, а именно:

• площадь непосредственного контакта с забоем у долот с шарошками гораздо меньше, чем у долот  лопастного типа, однако общая длина их рабочих кромок гораздо больше, что дает возможность существенно повысить эффективность бурового процесса;
• шарошки по забою перекатываются, а лопасти – скользят, поэтому износостойкость шарошечных долот гораздо выше, чем лопастного инструмента;
• из-за того, что шарошки по забою  перекатываются, потребляемый инструментом крутящий момент относительно мал, что сводит к минимуму возможность заклинивания шарошечных долот.

Изготовление долот шарошечного типа регламентировано  ГОСТ-ом номер 20692-75.

Согласно этому нормативному документы, такой инструмент выпускают в трех исполнениях – одно-, двух- и трехшарошечные долота. Самыми распространенными являются трехшарошечные инструменты.

По критерию конструкции и расположения на инструменте продувных и промывочных каналов, такие  долота делятся на:

• долота с центральной промывкой (литера  Ц)
• с центральной продувкой (П);
• с боковой промывкой гидромонитором (Г);
• с боковой продувкой (ПГ).

Алмазные бурильные долота

Алмазный буровой инструмент представляет собой твердосплавную алмазонесущую  рабочую матрицу в стальном корпусе, который оборудован  внутренней  присоединительной замковой резьбой конусного вида.

Такой буровой инструмент различается по форме рабочей матрицы, по качественным характеристикам используемых  алмазов, а также по применяемых промывочным системам.

Твердосплавную алмазонесущую матрицу алмазного долота  изготавливают методами порошковой металлургии из металлических порошков.

Такие металлосодержащие порошки хорошо удерживают алмазы и дают возможность изготавливать рабочие матрицы с разной твердостью и  износостойкостью. Наилучшими показателями по таким качественным характеристикам, как прочность, износостойкость и теплопроводность, обладают алмазные матрицы  на основе вольфрама.

При изготовлении бурильных головок алмазного бурового инструмента применяются так называемые технические алмазы  массой от 0,05 до 0,34 карата.  При производстве такого  долота, к примеру,  диаметром 188 миллиметров, расходуется от 400 до 650 карат (от двух до двух с половиной тысяч алмазных зёрен).

Бурильные головки алмазных долот изготавливаются в двух модификациях:

• однослойные (типы КР. КТ, ДР, ДТ т ДК), на которых алмазные зерна размещены в поверхностном слое рабочих кромок  металлических  матриц по определённым схемам;
• импрегнированные (тип ДИ)Ю на которых мелкие алмазные зерна распределены равномерно по всей матрице.

Алмазный буровой инструмент

Алмазные долота бывают следующих типов:

• с поверхностным расположением алмазов;
• импрегированные (алмазы размещены на поверхности до 8 миллиметров);
• инструменты особых конструкций;
• с радиальным расположением каналов и с наружной поверхностью  биконического вида (ДР);
• с напорным каналом и  с тораидальными выступами (ДК);
• с синтетическим типом размещения  алмазных зерен (С);
• с импрегированными алмазными зернами (И);
• лопастные (ДЛ);
• с внутренним конусом (ДВ);
• импрегированные с заостренными торцами лопастей (ДИ);
• универсальные (ДУ).

Такой породоразрушающий инструмент применяется при бурении глубоких (более трех километров) скважин. Стойкость алмазного инструмента по сравнению с шарошечным выше в 20- 30 раз.

Читать также: Как выбирают обсадные трубы для нефтяных скважин?

Виды забойных двигателей

В качестве таких силовых установок в процессе бурения используются турбобуры, электробуры и винтовые двигатели, которые ставятся  сразу над долотом.

Турбобур представляет собой многоступенчатую турбину с количеством ступеней до 350. В состав каждой ступени входит жестко соединенный с корпусом статор и закрепленный на валу устройства ротор. Стекая по лопаткам статора, поток жидкости воздействует на роторные   лопатки, тратя часть  энергии на получение вращательного момента.

Затем этот поток вновь натекает на статорные лопатки, и процесс повторяется. Несмотря на то, что каждая отдельная ступень турбобура способна развивать небольшой крутящий момент, из-за их большого количества суммарной мощности, подаваемой на   вал устройства, вполне достаточно для бурения горных пород с высокой твердостью.

При таком способе бурения рабочей жидкостью выступают промывочные растворы, поступающие  с поверхности к турбобуру через  бурильную колонну. Долото жестко прикреплено к валу турбобура и вращается независимо от колонны буровых труб.

Бурение с использованием электробура подразумевает подачу электрической энергии на электродвигатель посредством укрепленного внутри буровой колонны  кабеля. При таком методе производства работ вращается только вал двигателя с закрепленным на нем долотом, а корпус устройства и бурильная колонна – неподвижны.

Основные элементы конструкции двигателя винтового типа – это ротор и статор.

Внутренняя поверхность стального корпуса статора покрыта слоем специальной резины и имеет форму винтовой многозаходной поверхности. Ротор, изготовленный также из стали, в свою очередь, имеет форму многозаходного винта, количество винтовых линий которого меньше на одну, чем у поверхности статора.

Ротор размещается в статоре с эксцентриком. Эксцентрик, а также разница количества статорных и роторных винтовых линий позволяют  контактирующим поверхностям образовывать ряд шлюзов (замкнутых полостей) – шлюзов между камерами высокого давления у верхнего конца, с  пониженным значением давления у нижнего шлюза. Этими шлюзами перекрывается свободное движение через двигатель подаваемой жидкости, что позволяет создавать в шлюзах с помощью жидкостного  давления передаваемый долоту  вращательный момент.