Превентор плашковий гідравлічний. Призначення, будову та принцип дії. Велика енциклопедія нафти та газу Превентор плашковий

Плашкові превентори призначені для герметизації гирла свердловини при НГВП та відкритих фонтанах на бурильних або обсадних трубах, а також герметизацію гирла свердловини без інструменту. Герметизують гирло свердловини без інструменту, мають конструкцію плашки суцільного перерізу.

Превентор плашковий складається з 3-х основних частин: корпусу, відкидної кришки з гідроциліндром та 2-х плашок 3.

Корпус превентора коробчастої конструкції. Корпус у вертикальній площині має циліндричний отвір, а в горизонтальній – прямокутний отвір, у "кишенях" якого розміщуються плашки. У внутрішній порожнині корпусу, у верхній частині, є спеціально оброблена кільцева поверхня, яка забезпечує герметизацію між корпусом і верхньої частини плашки. Сама ж плашка рухається по напрямних ребрах, які забезпечують зазор між корпусом превентора та нижньою частиною плашки.

На зовнішній поверхні корпусу, навколо вертикального отвору є канавка під кільце ущільнювача і глухі отвори з різьбленням під шпильки, які дозволяють кріпити корпус превентора на хрестовину, а зверху монтувати надпревенторну котушку.

До корпусу за допомогою болтів кріпляться бічні кришки із гідроциліндрами, які встановлюються на шарнірних з'єднаннях. Шарнірні з'єднання дозволяють подавати гідравлічну рідину камери відкриття або закриття гідроциліндрів 8. У гідроциліндрах розміщуються поршня зі штоками, які "Г" або "Т" - образним захопленням з'єднуються з плашками. У плашок однакові та взаємозамінні корпуси 1, до яких, за допомогою двох болтів, кріпляться вкладиші: глухий з глухим ущільненням, або трубний з ущільненням змінним. Розмір трубних плашок повинен відповідати розмірам спущених труб у свердловину.

Вимоги до превенторів.

Ø Перед монтажем плашкові превентори, спільно з хрестовиною та надпревенторною котушкою, мають бути опресовані на герметичність в умовах майстерень на робочий тиск згідно з паспортом. Падіння тиску не допускається. Результати опресування оформлюються Актом.

Ø Після монтажу плашкового превентора на гирлі Превентор опресовується на робочий тиск але не більше тиску опресування колони

Ø Кріплення превенторів здійснюється лише з використанням шпильок заводського виготовлення.

Необхідно знати:

- плашкові превентори - запірні пристрої одностороннього впливу, тобто. тримають тиск лише знизу;

- плашкові превентори не можна встановлювати на свердловині «вгору ногами» (тобто у перевернутому стані), т.к. вони не будуть тримати тиск зі свердловини;

- плашкові превентори можна закрити тиском гідравлічної рідини зі станції керування, допоміжного пульта та вручну штурвалами ручного керування.

-Закритий превентор штурвалами ручного управління, можна тільки тиском гідравлічної рідини, попередньо розфіксувавши плашки за допомогою штурвалів.

Плашкові превентори призначені для герметизації гирла за наявності або відсутності в свердловині труб. Застосовуються для експлуатації у помірному та холодному макрокліматичних районах.

Плашкові превентори забезпечують можливість походжання колони труб при герметизованому гирлі в межах довжини між замковими або муфтовими з'єднаннями, підвіску колони труб на плашки та її утримання від виштовхування під дією тиску свердловин.

Встановлено таку систему позначення плашкового превентора: тип превентора та вид приводу - ППГ (плашковий з гідроприводом), ППР (плашковий з ручним приводом), ППС (плашковий з плашками, що перерізують);

конструктивне виконання - з трубними чи глухими плашками - не позначається;

діаметр умовний проходу, мм; робочий тиск, МПа;

тип виконання - залежно від свердловинного середовища (К1, К2, К3).

Мал. 8.2.

1 – корпус; 2 – гумові прокладки; 3 – гвинти; 4 – відкидні кришки; 5 - гідроциліндр; 6 – поршень; 7 – шток; 8 – колектор; 9 - трубопровід; 10 – паропроводи; 11 - гумові ущільнення плашок; 12 – змінні вкладиші; 13 - корпус плашки; 14 - фіксуючий гвинт

Мал.

1 – корпус; 1А – фланець корпусу; 1Е - бічні відводи з-під плашок з фланцями; 2 – кришка; 3 - проміжний фланець корпусу; 4 – поршень гідроциліндра; 5 - гідроциліндр; 6 – поршень для відкриття кришки; 7 - поршень для закривання кришки; 8 – циліндр для відкриття кришки; 9 – болт кришки; 10 – корпус фіксатора плашки; 11 – фіксатор плашки; 12, 14 - шпильки; 13 - болт кріплення кришки та проміжного фланця корпусу; 15 – гайка; 16А - зворотний клапан із ущільненням; 16В – втулка з ущільненням; 16С – пробка з ущільненням; 16D, Е, F, I, О, К, L, М, N, Р, R, S, U, Т, Z - кільця ущільнювальні

8.4.

а – глуха; б – трубна; 1,3 – ущільнення плашки; 2 - корпус плашки

Мал. 8.5.

а – глуха; б – трубна для бурильних труб; в – трубна для обсадних труб; г – ексцентрична трубна; д – для дворядів труб; е - перерізуюча

Мал. 8.6. Плашкові превентори з ручним управлінням ВАТ "Верстатотехніка":

а - одинарний типу ППР - 180x21 (135); б - здвоєний типу ППР2-230х21е

Приклад умовного позначення плашкового превентора з гідроприводом, умовним діаметром проходу 350 мм на робочий тиск 35 МПа для середовищ типу К2: ППГ-350х35К2.

Плашкові превентори (рис. 8.2, 8.3) поставляються в комплекті противикидного обладнання або "розсипом".

Превентор складається з корпусу, бічних кришок із гідроциліндрами та плашок. Плашки – роз'ємні. У корпусі плашки встановлені змінні вкладиші та гумометалеві ущільнення. Загальний вигляд плашок показано на рис. 8.4, 8.5. Привід плашок переважно дистанційний гідравлічний, рідше ручний. На рис. 8.6 наведено превентори з ручним управлінням: одинарний типу Пп-180х21(35& та здвоєний типу ППР2-230х21 ВАТ "Верстатотехніка").

Технічні характеристики плашкових превенторів наведено в табл. 8.48.6.

Основні показники надійності плашкового превентора забезпечують періодичну перевірку його на функціонування шляхом закриття на трубі, опресовуванням буровим розчином або водою та відкриття, а також можливістю походжання бурильної колони на довжині труби під надлишковим тиском. Показники надійності плашкових превенторів встановлені ГОСТ 27743-88.

Різновиди превенторів

Устаткування противикидове призначене для герметизації гирла нафтових та газових свердловин у процесі їх будівництва та ремонту з метою безпечного ведення робіт, попередження викидів та відкритих фонтанів, охорони навколишнього середовища.

До складу обладнання входять колонні фланці, хрестовини, надпревенторні котушки, система гідроуправління превенторами та засувками, маніфольд та трубопроводи, що з'єднують гідроуправління, гідрокеровані елементи.

За способом герметизації гирла свердловини противикидове обладнання відрізняється на:

• плашкові превентори (поділяються на трубні та глухі), так само до них можна віднести превентора з плашками, що зрізають (у яких у разі ПП (ГНВП або ОФ) бурова труба перекушується і затискається потужними гідравлічними плашками)

• превентори універсальні (кільцеві) призначені для перекриття отвору в свердловині, якщо в ній знаходиться будь-яка частина бурильної колони (замок, труба, провідна труба)

• превентори обертові (герметизатори роторні) призначені для ущільнення гирла свердловини з трубою, що обертається в ній, або провідною трубою

Маркування превенторів

Складається з літер ОП, після чого йде номер схеми, за якою виконаний превентор, далі умовний діаметр бурової труби в мм, потім умовний прохід маніфольда і розрахунковий робочий тиск при викиді в атмосферах.

ОП5 230/80х35

ОП5 230/80х350

ОП5 350/80х35

ОП5 350/80х350

Технічні умови експлуатації противикидного обладнання та порядок його огляду

Противикидне обладнання працює в діапазоні температур від +55 °C до -40 °C. Превентори підлягають обов'язковому технічному огляду: раз на 8 років - Ростехнадзором, раз на квартал - технічними службами бурової компанії, що експлуатує.

Посилання

Wikimedia Foundation.

2010 .:

• Синоніми
• Превентивна війна

Зворотності долі (фільм, 1990)

Дивитись що таке "Превентор" в інших словниках:превентор - Пристосування, превентер Словник російських синонімів. превентор сущ., кіл синонімів: 2 превентер (1) …

Словник синонімівПревентор - (від лат. praevenio попереджаю * a. preventor; н. Preventer, Sicherheitsschieber; ф. obturateur antieruption, vanne d eruption; і. impiderreventones) пристосування, що встановлюється на гирлі свердловини для герметизації та попередження ...

Дивитись що таке "Превентор" в інших словниках:Геологічна енциклопедія - Гирлове обладнання, що забезпечує перекриття контактним керованим ущільнювачем стовбурового проходу. Примітка У стволовому проході можуть знаходитися нерухомі або рухомі колони труб або троси. [ГОСТ 28996 91] Тематики обладнання…

Дивитись що таке "Превентор" в інших словниках:Довідник технічного перекладача - 3.8 превентор (blowout preventor): Устьеве обладнання, що забезпечує перекриття контактним керованим ущільнювачем стовбурового проходу. Джерело …

Словник синонімівСловник-довідник термінів нормативно-технічної документації - (Від лат. Praevenio попереджаю) пристрій для герметизації гирла бурої свердловини; служить для запобігання відкритому фонтануванню нафти або газу.

Велика Радянська ЕнциклопедіяПРЕВЕНТОР - (від латів. praevenio попереджаю) пристосування, що встановлюється на гирлі свердловини для герметизації та попередження викидів нафти. або газовий фонтан. П. має металлич. корпус, всередині якого розміщуються рухомі плашки з ущільненнями.

Дивитись що таке "Превентор" в інших словниках:Великий енциклопедичний політехнічний словник - прев ентор, а …

Словник синонімівРосійський орфографічний словник Нафтогазова мікроенциклопедія

Превентор (рис. ХШ.2) складається із сталевого литого корпусу 7, до якого на шпильках кріпляться кришки / чотирьох гідравлічних циліндрів 2. У порожнині А циліндра 2 розміщений головний поршень 3, укріплений на штоку 6. Усередині поршня розміщений допоміжний поршень 4, для фіксації плашок 10 у закритому стані отвору Г стовбура свердловини. Для закриття отвору плашками рідина, що керує їх роботою, надходить у порожнину А, під дією тиску якої поршень переміщається зліва направо.

Допоміжний поршень 4 також переміщається вправо, і в кінцевому положенні він натискає на кільце-засувку 5 і тим самим фіксує плашки 10 в закритому стані, що виключає мимовільне їх відкриття. Щоб відкрити отвір Г стовбура, треба пересунути плашки вліво. Для цього керуюча рідина повинна бути подана під тиском у порожнину, яка переміщає допоміжний поршень 4 по штоку 6 вліво і відкриває клямку 5. Цей поршень, дійшовши до упору в головний поршень 3, пересуває його вліво, тим самим розкриваючи плашки. У цьому керуюча рідина, що у порожнини £, вичавлюється у систему управління.

Плашки 10 превентора можуть бути замінені в залежності від діаметра труб, що ущільнюються. Торець плашок по колу ущільнюється гумовою манжетою 9 а кришка 1 - прокладкою //. Кожен із превенторів управляється самостійно, але обидві плашки кожного превентора діють одночасно. Отвори 8 корпусі 7 служать для приєднання превентора до маніфольду. Нижнім торцем корпус кріпиться до фланця гирла свердловини, а до його верхнього торця приєднується універсальний превентор.

Як видно, плашковий превентор з гідравлічним управлінням повинен мати дві лінії управління: одну для управління фіксацією положення плашок, другу для їхнього переміщення. Превентори з гідравлічним управлінням переважно застосовують при бурінні на морі. У ряді випадків нижній превентор обладнується плашками зі зрізуючими ножами для перерізання колони труб, що знаходиться в свердловині.

Універсальні превентори

Універсальний превентор призначений підвищення надійності герметизації гирла свердловини. Його основний робочий елемент - потужне кільцеве пружне ущільнення, яке при відкритому положенні превентора дозволяє проходити колоні бурильних труб, а при закритому положенні - стискається, внаслідок чого гумове ущільнення обтискає трубу (провідну трубу, замок) і герметизує кільцеве проміжок. . Еластичність гумового ущільнення дозволяє закривати превентор на трубах різного діаметру, на замках та УБТ. Застосування універсальних превенторів дає можливість обертати і ходити за колону при герметизованому кільцевому зазорі.

Кільцеве ущільнення стискається або в результаті безпосереднього впливу гідравлічного зусилля на елемент ущільнення, або внаслідок впливу цього зусилля на ущільнення через спеціальний кільцевий поршень.

Універсальні превентори зі сферичним елементом ущільнювача і з конічним ущільнювачем виготовляє ВЗБТ.

Універсальний гідравлічний превентор зі сферичним ущільненням плунжерної дії (рис. XIII.4) складається з корпусу 3, кільцевого плунжера 5 і кільцевого гумометалевого сферичного ущільнювача /. Ущільнювач має форму масивного кільця, армованого металевими вставками двотаврового перерізу для жорсткості та зниження зносу за рахунок рівномірного розподілу напруг. Плунжер 5 ступінчастої форми із центральним отвором. Ущільнювач / фіксується кришкою 2 і кільцем розпірним 4. Корпус, плунжер і кришка утворюють в превенторі дві гідравлічні камери А і Б, ізольовані один від одного манжетами плунжера.

При подачі робочої рідини під плунжер 5 через отвір в корпусі превентора плунжер переміщається вгору і обтискає по сфері ущільнення / так, що воно розширюється до центру і обтискає трубу всередині кільцевого ущільнення. При цьому тиск бурового розчину в свердловині діятиме на плунжер і підтискатиме ущільнювач. Якщо у свердловині немає колони, ущільнювач повністю перекриває отвір. Верхня камера Б служить для відкриття превентора. При нагнітанні в неї олії плунжер рухається вниз, витісняючи рідину з камери в зливну лінію.

Превентори, що обертаються

Превентор, що обертається, застосовується для герметизації гирла свердловини в процесі її буріння при обертанні і розходженні бурильної колони, а також при СПО і підвищеному тиску в свердловині. Цей превентор ущільнює провідну трубу, замок або бурильні труби, він дозволяє піднімати, спускати або обертати бурильну колону, бурити зі зворотним промиванням, з аерованими розчинами, продувкою газоподібним агентом, з рівноважною системою гідростатичного тиску на пласт, випробувати пласти в процесі газопроявів.

ІІ. Технологічна частина

1. Буріння нафтових та газових свердловин

Ознайомлення з прийомами ручного подавання долота, буріння за допомогою регулятора подачі долота, навчання буріння ротором.

Коли долото подається на забій, необхідно створити певне навантаження. Ця операція виконується з пульта бурильника. Бурильник за допомогою так званої кочерги здійснює спуск інструменту, а потім поступово дуже повільно розвантажує вагу з гака на долото. Навантаження на талевий канат визначається за індикатором ваги. На індикаторі ціна поділу може бути різною. При підвішеній талевій системі, але ненавантаженому гаку індикатор ваги покаже значення, що відповідає вазі талевої системи.

Навантаження на долото має дорівнювати не більше 75% ваги колони УБТ. Наприклад, є компонування: 100 м УБТ та 1000 м бурильних труб. Нехай вага колони УБТ становить 150 кН, а вага колони БТ – 300 кН. Сумарна вага БК у цьому випадку становитиме 450 кН. Потрібно подати на забій приблизно 2/3 ваги УБТ, тобто. у разі 100 кН. Для цього колона плавно опускається на 9 м (довжина труби, що нарощується) до вибою. Момент контакту долота із вибоєм визначається за індикатором ваги: ​​стрілка показує зменшення ваги на гаку. Після цього необхідно дуже повільно гальмувати лебідку і поступово навантажувати долото доти, поки стрілка на індикаторі ваги не покаже 35 т. Для більш точного визначення ваги колони служить вернер, т.к. на індикаторі маси не завжди може бути помітне коливання стрілки. Він показує, скільки поділів пройшла стрілка на індикаторі ваги, тобто. 3 поділу вернера дорівнюють 1 поділу індикатора маси.

Ротори застосовують передачі обертання колоні бурильних труб у процесі буріння, підтримки її на вазі при спускопідйомних операціях і допоміжних роботах.

Ротор - це редуктор, що передає обертання вертикально підвішеній колоні від горизонтального валу трансмісії. Станина ротора сприймає і передає на основу всі навантаження, що виникають у процесі буріння та при спускопідйомних операціях. Внутрішня порожнина станини є масляною ванною. На зовнішньому кінці валу ротора, на шпонці, може ланцюгове колесо або напівмуфта карданного валу. При відгвинчуванні долота або для запобігання обертанню бурильної колони від дії неактивного моменту ротор застопорюють засувкою або стопорним механізмом. При передачі обертання ротору від двигуна через лебідку швидкість обертання ротора змінюють за допомогою передавальних механізмів лебідки або шляхом зміни ланцюгових коліс. Щоб не пов'язувати роботу лебідки з роботою ротора, у ряді випадків при роторному бурінні застосовують індивідуальний, тобто не пов'язаний з лебідкою, привід до ротора.

У прохідний отвір ротора вставляються 2 вкладки. Потім залежно від діаметра труб на ротор ставляться відповідні клини, які приєднуються до чотирьох паралелей. Паралелі у свою чергу наводяться за допомогою ПКР (пневматичні клини ротора), які кріпляться з протилежного боку від валу ротора. За допомогою педалі, яка знаходиться на пульті, бурильник піднімає або опускає клини.

Коли починається буріння, клини знімають із ротора, звільняючи цим квадратний отвір вкладишів. Потім у цьому отворі фіксується так званий кельбуш – рухомо закріплена на провідній трубі гайка, яка рухається нею вгору-вниз. Далі за допомогою трансмісії задаються необхідні обороти ротора, і він приводиться у обертання з пульта бурильника.

Ознайомлення з методикою раціонального відпрацювання доліт.

Щоб раціонально відпрацювати долото, необхідно виконати норму проходки. У міру поглиблення вибою породоруйнуючий інструмент зношується, і для того, щоб зношування не відбулося раніше часу, необхідно дотримуватися режиму буріння.

Режим буріння включає обороти ротора або забійного двигуна, навантаження на долото і тиск в насосах (на стояку). Так, для правильного відпрацювання долота навантаження на нього має становити понад 75 % ваги колони УБТ. Перевантаження долота може обернутися передчасним зносом або зламом шарошки, а недовантаження - падінням проходки. Оберти ротора і тиск на стояку задаються по геолого-технічному вбранні.

Для раціонального відпрацювання долота необхідно подавати його на забій без обертання і тільки після контакту із вибоєм включати оберти. Але перш ніж розпочати буріння, необхідно «обкатати» долото протягом 30-40 хвилин для того, щоб воно припрацювалося. При цьому навантаження на долото має бути невеликим – близько 3-5 т. При бурінні турбобуром або гвинтовим вибійним двигуном долото подається на забій вже у обертанні. В цьому випадку можна або складати промивання і спустити долото до вибою, або без зупинки промивання поступово навантажувати долото до необхідної величини.

Кодування зносу шарошечних доліт:

В – знос озброєння (хоча одного вінця)

В1 – зменшення висоти зубів на 0,25%

В2 – зменшення висоти зубів на 0,5 %

В3 – зменшення висоти зубів на 0,75%

В4 – повний знос зубів

С – скол зубів у %

П – знос опори (хоча б однієї шарошки)

П1 – радіальний люфт шарошки щодо осі цапфи для долот.

діаметром менше 216 мм 0-2 мм; для доліт діаметром більше

216 мм 0-4 мм

П2 - радіальний люфт шарошки щодо осі цапфи для долот.

діаметром менше 216 мм 2-5 мм; для доліт діаметром більше

216 мм 4-8 мм

П3 - радіальний люфт шарошки щодо осі цапфи для долот.

діаметром менше 216 мм більше 5 мм; для доліт діаметром більше

216 мм більше 8 мм

П4 – руйнування тіл кочення

К – заклинювання шарошок (їх число вказується у дужках)

Д – зменшення діаметра долота (мм)

А - аварійний знос (кількість залишених шарошок і лап вказується в дужках)

АВ (А1) – поломка та залишення вершини шарошки на вибої

АШ (А2) – у поломку та залишення шарошки на вибої

АС (А3) - залишення лапи на вибої

Причини аномального зносу шарошечних доліт:

1) Велика кількість зламаних зубів:

Неправильний вибір долота

Неправильний доробок долота

Надмірна частота обертання

Робота з металу

2) Сильний знос діаметром:

Велика частота обертання

Здавлювання шарошок в результаті спуску в ствол зменшеного діаметра

3) Ерозія тіла шарошки:

Велика витрата промивної рідини

4) Надмірне знос опор:

Відсутність стабілізатора над долотом або між УБТ

Велика частота обертання

Значний час механічного буріння

5) Закупорка міжвінцевих проміжків у шарошках розбуреною породою та твердою фазою:

Недостатня витрата ПЗ

Долото призначене для більш твердих порід

Спуск долота здійснено у заповнену шламом привибійну зону

6) Велика кількість втрачених зубів:

Ерозія тіла шарошки

Значний час механічного буріння

Виконання основних робіт при СПО за допомогою спеціального обладнання

Основним агрегатом при виконанні СПО є бурова лебідка, що приводиться в дію силовим приводом. Для кращого використання потужності під час підйому гака зі змінним за величиною навантаженням приводні трансмісії лебідки або її привод повинні бути багатошвидкісними. Лебідка повинна оперативно перемикатися з великих швидкостей підйому на малі та назад, забезпечуючи планові включення з мінімальною витратою часу на ці операції. У випадках прихватів і затягувань колони сила тяги під час підйому повинна бути швидко збільшена. Перемикання швидкостей для підйому колон різної маси здійснюється періодично.

Для проведення робіт з підтягування вантажів та звинчування-нагвинчування труб при СПО застосовуються допоміжні лебідки та пневморозкріплювачі.

Пневморозкріплювачі призначені для розкріплення замкових з'єднань бурильних труб. Пневморозкріплювач складається з циліндра, в якому переміщається поршень із штоком. Циліндр з обох кінців закритий кришками, в одній із яких встановлено ущільнення штока. На штоку з протилежного боку поршня кріпиться металевий трос, інший кінець якого надівається на машинний ключ. Під дією стисненого повітря поршень переміщається і крізь трос обертає машинний ключ. Максимальна сила, що розвивається пневматичним циліндром при тиску стисненого повітря 0,6 МПа, дорівнює 50 ... 70 кН. Хід поршня (штока) пневмоциліндра 740...800 мм.

Комплекс механізмів АСП призначений для механізації та часткової автоматизації спускопідйомних операцій. Він забезпечує:

суміщення у часі підйому та спуску колони труб та незавантаженого елеватора з операціями встановлення свічок на свічник, винесення її з свічника, а також з накручуванням або згвинчуванням свічки колоною бурильних труб;

механізацію установки свічок на свічник та винесення їх до центру, а також захоплення або звільнення колони бурильних труб автоматичним елеватором.

Механізми АСД включають: механізм підйому (підйом і спуск окремо відгорнутої свічки); механізм захоплення (захоплення та утримання відгорнутої свічки під час підйому, спуску, перенесення її від ротора на свічник і назад); механізм розміщення (переміщення свічки від центру свердловини і назад); центратор (утримання верхньої частини свічки в центрі вежі при згвинчуванні та накручуванні); автоматичний елеватор (автоматичне захоплення та звільнення колони БТ при спуску та підйомі); магазин та свічник (утримання у вертикальному положенні відгвинчених свічок).

Діяльність комплексу механізмів типу АСП-ЗМ1, АСП-ЗМ4. АСП-ЗМ5 та АСП-ЗМ6 використовуються ключ АКБ-ЗМ2 та пневматичний клиновий захоплення БО-700 (крім АСП-ЗМ6, для якого застосовується захоплення ПКРБО-700).

Підготовка труби до затягування, встановлення елеватора на ротор, зняття його з ротора, посадка труб на клини

Перед тим, як затягувати труби на бурову, необхідно провести візуальний огляд тіла труби та різьблення. Для точного аналізу викликається бригада дефектоскопістів, які за допомогою приладів встановлюють придатність труб для використання на буровій. Крім того, потрібно при необхідності зачистити різьбові з'єднання труб, а потім змастити їх графітовим мастилом або солідолом. Після цього труби доставляються на приймальні містки.

Під час буріння бурильні труби одна за одною затягуються з містків до ротора за допомогою допоміжної лебідки. Потім доставлена ​​труба нагвинчується на колону і відбувається подальше поглиблення вибою на довжину нарощеної труби.

Підйом і спуск бурильних труб з метою заміни долота, що спрацювався, складається з одних і тих же багаторазово повторюваних операцій. Причому до машин відносяться операції підйому свічки зі свердловин та порожнього елеватора. Решта операцій є машинно – ручними чи ручними потребують витрат великих фізичних зусиль. До них відносяться:

· При підйомі: посадка колони на елеватор; розгвинчування різьбового з'єднання; встановлення свічки на свічник; спуск порожнього елеватора; перенесення штропів на завантажений елеватор та підйом колони на висоту свічки;

· при спуску: виведення свічки з-за пальця та з свічника; накручування свічки на колону; спуск колони у свердловину; посадка колони на елеватор; перенесення штропів на вільний елеватор. Пристрої для захоплення та підвішування колон розрізняються за розмірами та вантажопідйомністю.

Зазвичай це обладнання випускається для бурильних труб розміром 60, 73, 89, 114, 127, 141, 169 мм з номінальною вантажопідйомністю 75, 125, 140, 170, 200, 250, 320 т. Для обсадних труб діаметром 4 клини чотирьох розмірів: 210, 273, 375 та 476 мм, розраховані на вантажопідйомність від 125 до 300 т.

Елеватор служить для захоплення та утримання на вазі колони бурильних (обсадних) труб при спускопідйомних операціях та інших роботах у буровій. Застосовують елеватори різних типів, що відрізняються розмірами залежно від діаметра бурильних або обсадних труб, вантажопідйомністю, конструктивним використанням та матеріалом для їх виготовлення. Елеватор за допомогою штропів підвішується до підйомного гака.

Клини для бурильних труб використовують для підвішування бурильного інструменту в роторному столі. Вони вкладаються в конусний отвір ротора. Застосування клинів прискорює роботи зі спускопідйомних операцій. Останнім часом широко застосовуються автоматичні клинові захоплення з пневматичним приводом типу ПКР (у разі клини в ротор вставляються не вручну, а з допомогою спеціального приводу, управління яким внесено на пульт бурильщика).

Для спуску важких обсадних колон застосовують клини з нероз'ємним корпусом. Їх встановлюють на спеціальних підкладках над гирлом свердловини. Клин складається з масивного корпусу, що сприймає масу обсадних труб. Усередині корпусу знаходиться плашки, призначені для захоплення обсадних труб і утримання їх у підвішеному стані. Підйом і опускання плашок здійснюється поворотом рукоятки в той чи інший бік навколо клина, що досягається наявністю похилих вирізів, що виправляють в корпусі, за якими за допомогою важеля перекочуються ролики плашок.

Перевірка замкового різьблення, звинчування БТ за допомогою ключів АКБ, докріплення та розкріплення замкових з'єднань за допомогою ключів УМК

У процесі СПО доводиться багаторазово навертати та відвертати труби. Для спрощення цих операцій на свердловій знаходиться спеціальне обладнання. Для згвинчування та розгвинчування бурильних та обсадних труб звинувачують спеціальний інструмент. Як такий інструмент використовують різні ключі. Одні з них призначаються для згвинчування, інші - для кріплення і відкріплення різьбових з'єднань колони. Зазвичай легкі кругові ключі для попереднього звинчування розраховані на замки одного діаметра, а важкі машинні ключі для кріплення та відкріплення різьбових з'єднань – на два, а іноді й більше розмірів бурильних труб та замків.

Для навороту труб використовується ланцюговий ключ. Він складається з рукоятки та ланцюга із закріплюючим пристроєм. Для захоплення труби ланцюг обертається навколо неї та фіксується на верхній частині рукоятки. Робота ланцюговим ключем дуже трудомістка, тому використовують інше обладнання.

Автоматичний буровий ключ АКБ призначений для механізованого згвинчування та нагвинчування труб. Пульт керування ним знаходиться на пості бурильника і оснащений двома важелями: один з них керує рухом самого ключа до ротора і назад і механізмом захоплення труби, а за допомогою іншого відбувається свинчування труб. АКБ значно спрощує процес СПО.

Операції кріплення та відкріплення різьбових з'єднань бурильних та обсадних колон здійснюються двома машинними ключами УМК; при цьому один ключ (що затримує) - нерухомий, а другий (загвинчує) - рухливий. Ключі підвішують у горизонтальному положенні. Для цього у палат на спеціальних «пальцях» зміцнюють металеві ролики і через них перекидають сталевий тартальний канат або одне пасмо талевого каната. Один кінець цього каната прикріплюється до підвіски ключа, а інший - до противаги, що врівноважує ключ і полегшує переміщення ключа вгору або вниз.

При спуску бурильних та обважнених бурильних труб у свердловину різьбові з'єднання слід докріплювати машинними та автоматичними ключами, контролюючи зазор між сполучними елементами та дотримуючись за показаннями моментоміра величину допустимого моменту, що крутить, встановлену діючою інструкцією.

Огляд та обмір БТ та УБТ, встановлення БТ на свічник, навертання та відвертання долот

Перед початком буріння необхідно провести огляд всіх труб, що знаходяться на буровій. Особливу увагу слід приділити перевірці різьбових з'єднань. Різьблення на бурильних трубах в процесі експлуатації зношується, тому періодично потрібно заміряти довжину різьблення та її діаметр. Робиться це за допомогою рулетки. Допустимі відхилення в розмірах різьблення складають 3-4 мм. Для перевірки розміру труб використовують спеціальні шаблони. Діаметр кожного шаблону відповідає певному діаметру труб.

У процесі поглиблення вибою бурильна колона постійно збільшується. Для цього бурильна труба затягується з містків за допомогою допоміжної лебідки до ротора, чіпляється елеватором і потім нагвинчується на різьблення посадженої на клини труби.

Коли необхідно здійснити підйом колони, труби відгвинчуються свічками для скорочення часу СПО. В цьому випадку необхідно підняти верхній кінець труби над столом ротора, посадити її на клини та закріпити на елеваторі. Потім колона піднімається на висоту свічки, садиться на клини, свічка відгвинчується ключем АКБ, заводиться верховим і напівверховим робітником за палець і ставиться на свічник. Після того, як необхідні операції зроблено (зміна долота, КНБК), відбувається спуск колони свічками до пробуреної глибини.

Навертання та відвертання шарошечного долота проводиться за допомогою піддолотника. Долото вручну або за допомогою допоміжної лебідки встановлюється у піддолотник. Усередині нього знаходяться 3 виступи, які заходять між шарошок. Потім піддолотник ставиться на вкладиші ротора, і долото навертається на УБТ чи перекладач. Лопатеве долото встановлюється на ротор за допомогою спеціальної підставки так, щоб над столом залишалося тільки одне різьблення, а потім нагвинчується на трубу.

Промивання свердловини

Промивання свердловини є основною частиною буріння. Від правильно підібраної рецептури розчину залежить те, наскільки успішно буде доведена свердловина до проектної глибини.

У практиці буріння свердловин використовуються різноманітні технологічні прийоми приготування бурових розчинів.

Найбільш проста технологічна схема (рис. 7.2) включає ємність для перемішування компонентів бурового розчину 1, оснащену механічними і гідравлічними перемішувачами 9, гідроежекторний змішувач 4, оснащений завантажувальною воронкою 5 і шиберним затвором 8, відцентровий або поршневий насос 2 (звичайно один та маніфольди.

За цією схемою приготування розчину здійснюється в такий спосіб. У ємність 1 заливають розрахункову кількість дисперсійного середовища (зазвичай 20-30 м3) і за допомогою насоса 2 по нагнітальній лінії із засувкою 3 подають її через гідроежекторний змішувач 4 замкнутому циклу. Мішок 6 з порошкоподібним матеріалом транспортується пересувним підйомником або транспортером на майданчик ємності, звідки за допомогою двох робочих його подають на майданчик 7 і вручну переміщують до вирви 5. Порошок висипається у вирву, звідки за допомогою гідровакууму подається в камеру гідроежекторного змішувача, де змішування з дисперсійним середовищем. Суспензія зливається в ємність, де вона ретельно перемішується механічним або гідравлічним перемішувачем 9. Швидкість подачі матеріалу в ежекторну камеру змішувача регулюють шиберною заслінкою 8, а величину вакууму в камері - змінними твердосплавними насадками.

Основний недолік описаної технології – слабка механізація робіт, нерівномірна подача компонентів у зону змішування, слабкий контроль за процесом. За описаною схемою максимальна швидкість приготування розчину вбирається у 40 м3/ч.

В даний час у вітчизняній практиці широко використовують прогресивну технологію виготовлення бурів розчинів з порошкоподібних матеріалів. Технологія ґрунтується на застосуванні серійного обладнання: блоку приготування розчину (БПР), виносного гідроежекторного змішувача, гідравлічного диспергатора, ємності ЦС, механічних і гідравлічних перемішувачів, поршневого насоса.

Для очищення бурового розчину від шламу використовується комплекс різних механічних пристроїв: вібраційні сита, гідроциклінні шламовідділювачі (піско- та илоотделители), сепаратори, центрифуги. Крім того, в найбільш несприятливих умовах перед очищенням від бурового шламу Розчин обробляють реагентами-флокулянтами, які дозволяють підвищити ефективність роботи очисних пристроїв

Незважаючи на те, що система очищення складна і дорога, в більшості випадків застосування її рентабельне внаслідок значного збільшення швидкостей буріння, скорочення витрат на регулювання властивостей бурового розчину, зменшення ступеня ускладненості стовбура, задоволення вимог захисту довкілля.

У складі циркуляційної системи апарати повинні встановлюватись у суворій послідовності. При цьому схема проходження розчину повинна відповідати наступному технологічному ланцюжку: свердловина - газовий сепаратор - блок грубого очищення від шламу (вібросіту) - дегазатор - блок тонкого очищення від шламу (піско- та илоотделители, сепаратор) - блок регулювання вмісту та складу твердої фази (центри) , гідроциклонний глиновідділювач).

Зрозуміло, за відсутності газу в буровому розчині виключають щаблі дегазації; при використанні неутрудненого розчину, як правило, не застосовують глиновідділювачі та центрифуги; при очищенні обтяженого бурового розчину зазвичай виключають гідроциклонні шламовідділювачі (піско-і илоотделители). Іншими словами, кожне обладнання призначене для виконання цілком певних функцій і не є універсальним всім геолого-технічних умов буріння. Отже, вибір обладнання та технології очищення бурового розчину від шламу ґрунтується на конкретних умовах буріння свердловини. А щоб вибір виявився правильним, необхідно знати технологічні можливості та основні функції обладнання.

КНБК та регулювання режиму буріння для боротьби з мимовільним викривленням свердловини

Технічні та технологічні причини призводять до мимовільного викривлення свердловини внаслідок того, що вони викликають згинання нижньої частини бурильної колони і перекіс осі долота щодо центру свердловини. Для виключення цих процесів або зниження ймовірності їх виникнення необхідно:

1. збільшити жорсткість низу бурильної колони;

2. виключити зазори між центраторами та стінкою свердловини;

3. зменшити навантаження на долото;

4. у разі буріння вибійними двигунами періодично обертати бурильну колону.

Для виконання перших двох умов необхідна установка не менше двох повнорозмірних центраторів: над долотом та на корпусі наддолотної УБТ (або на ЗД). Установка 2-х – 3-х повнорозмірних центраторів дозволяє збільшити жорсткість КНБК та зменшити ймовірність викривлення навіть без зниження навантаження на долото.

У деяких випадках застосовуються пілотні компонування, коли свердловина буриться східчастим способом: пілот – долото малого діаметра – подовжувач – долото – розширювач – колона УБТ – колона БТ. Бажано застосовувати УБТ якнайбільшого діаметра. Це збільшує жорсткість КНБК та зменшує зазори між трубою та стінкою свердловини.

2. Ознайомлення із бурінням свердловин кущами

Кущом свердловин називається таке їхнє розташування, коли гирла знаходяться поблизу один одного на одному технологічному майданчику, а забої свердловин – у вузлах сітки розробки покладу.

Нині більшість експлуатаційних свердловин буриться кущовим способом. Це тим, що кущове розбурювання родовищ дозволяє значно скоротити розміри площ, займаних буряками, а потім експлуатаційними свердловинами, дорогами, лініями електропередач, трубопроводами.

Особливого значення ця перевага набуває при будівництві та експлуатації свердловин на родючих землях, у заповідниках, у тундрі, де порушений поверхневий шар землі відновлюється через кілька десятиліть, на болотистих територіях, що ускладнюють та сильно дорожчають будівельно-монтажні роботи бурових та експлуатаційних об'єктів. Кущове буріння також необхідно, коли потрібно розкрити поклади нафти під промисловими та цивільними спорудами, під дном річок та озер, під шельфовою зоною з берега та естакад. Особливе місце займає кущове будівництво свердловин на території Тюменської, Томської та інших областей Західного Сибіру, ​​що дозволило важкодоступному, заболоченому і заселеному регіоні успішно здійснювати на засипних островах будівництво нафтових і газових свердловин.

Розташування свердловин у кущі залежить від умов місцевості та передбачуваних засобів зв'язку куща з базою. Кущі, які не пов'язані постійними дорогами з базою, вважаються локальними. У ряді випадків кущі можуть бути базовими, коли розташовані на транспортних магістралях. На локальних кущах свердловини, як правило, розташовують у формі віяла на всі боки, що дозволяє мати на кущі максимальну кількість свердловин.

Бурове та допоміжне обладнання монтується таким чином, щоб при пересуванні БУ від однієї свердловини до іншої бурові насоси, приймальні комори та частина обладнання для очищення, хімобробки та приготування рідини для промивання залишалися стаціонарними до моменту закінчення будівництва всіх (або частини) свердловин на даному кущі.

Число свердловин у кущі може коливатися від 2 до 20-30 і більше. Причому, чим більше свердловин у кущі, тим більше відхилення вибоїв від усть, збільшується довжина стовбурів, збільшується довжина стовбурів, що призводить до зростання витрат на проведення свердловин. Крім того, виникає небезпека зустрічі стволів. Тому виникає необхідність розрахунку необхідного числа свердловин у кущі.

У практиці кущового буріння основним критерієм визначення числа свердловин у кущі є сумарний дебіт свердловин та газовий фактор нафти. Ці показники визначають пожежонебезпечність свердловини при відкритому фонтануванні та залежить від технічного рівня засобів пожежогасіння.

Знаючи зразок свердловин у кущі, переходять до побудови плану куща. Планом куща називається схематичне зображення горизонтальних проекцій стволів всіх свердловин, що буряться з даного кущового майданчика. План куща включає схему розташування усть свердловин, черговість їх буріння, напрямок руху верстата, проектні азимути та усунення вибоїв свердловин. Завдання завершується побудовою схеми куща.

3. Спуск та цементування обсадних колон

Після того, як необхідний інтервал порід пробурений, необхідно спустити обсадну колону в свердловину. Обсадна колона служить для зміцнення свердловини, для ізолювання поглинаючих пластів і водоносних горизонтів.

Обсадну колону складають із труб на муфтових, безмуфтових різьбових або зварних з'єднаннях і спускають у свердловину посекційно або в один прийом від гирла до вибою. В один прийом колона спускається у разі достатньої стійкості стінок свердловини та вантажопідйомності талевої системи. При кріпленні глибоких свердловин слід використовувати безмуфтові різьбові або зварні з'єднання ОК.

Проміжні ОК бувають декількох видів:

1) суцільні - свердловини, що перекривають весь стовбур від вибою до гирла незалежно від кріплення попереднього інтервалу;

2) хвостовики – для кріплення тільки необсадженого інтервалу свердловини з перекриттям низу попередньої ОК на деяку величину;

3) потайні колони – спеціальні ПОК, службовці лише перекриття інтервалу ускладнення і які мають зв'язку з попередніми колонами.

Секційний спуск обсадних колон і кріплення свердловин хвостовиками виникли, по-перше, як практичне вирішення проблеми спуску важких обсадних колон і, по-друге, як розв'язання задачі зі спрощення конструкції свердловин, зменшення діаметрів обсадних труб, а також зазорів між колонами та стінками свердловини, скорочення витрати металу та тампонуючих матеріалів.

Для успішного проведення цементування та більш ефективного спуску ОК використовується технологічне оснащення. Оснащення включає в себе такі пристрої: цементувальні головки, пробки цементувальні розділові, клапани зворотні, черевики колонні, напрямні насадки, центратори, скребки, турбулізатори, башмачні патрубки довжиною 1,2-1,5 м з отворами діаметром 20-30 мм по спіралі заколоні гідравлічні пакери типу ПДМ, муфти ступінчастого цементування та ін.

· ЦЕМЕНТУВАЛЬНА ГОЛОВКА

Цементувальні головки призначені для створення герметичного з'єднання обсадної колони з нагнітальними лініями цементувальних агрегатів. Висота цементувальних головок повинна дозволяти розміщувати їх у підйомних штропах талевої системи та при відповідному оснащенні використовувати при цементуванні з розходженням обсадної колони.

· РОЗДІЛЬНІ ЦЕМЕНТУЮЧІ ПРОБКИ

Продавочні пробки призначені для поділу тампонажного розчину від рідини, що продає, при його продавлюванні в затрубний простір свердловин. Є модифікації пробок, у яких у верхній частині корпусу на внутрішній поверхні зроблено різьблення для заглушки, без якої ці пробки можуть використовуватися як секційні. Нижню пробку вводять в обсадну колону безпосередньо перед закачуванням тампонажного розчину, щоб запобігти його змішування з буровим розчином, а верхню пробку після закачування всього об'єму тампонажного розчину. Центральний канал у нижній пробці перекритий гумовою діафрагмою, яка розривається під час посадки на "стоп-кільце" і відкриває канал для продавлювання цементного розчину.

· ЗВОРОТНІ КЛАПАНИ

Клапани зворотні дросельні типу ЦКОД призначені для безперервного самозаповнення буровим розчином обсадної колони при спуску її в свердловину, а також для запобігання зворотному руху тампонажного розчину із заколонного простору та упору пробки, що розділяє цементувальні пробки. Клапани типу ЦКОД спускають у свердловину з обсадною колоною без запірної кулі, яка п