Елеватор і клиновий захват.
Укриття
Для полегшення роботи бурових бригад , обслуговуючого персоналу і забезпечення нормальних умов роботи обладнання на бурових установках передбачені укриття.
Укриття ділять на дві групи:
1 ) укриття привишкової споруди , в якому розташовані бурові насоси , силовий привід , компресорні станції , обладнання приготування і очищення розчинів , спуско-підйомний агрегат (бурові установки типу БУ- 4000 , БУ- 5000 , БУ- 200 , БУ- 300 і БУ- 15 000 ),
2) укриття вишки.
Укриття вишки складається із захисних металевих листів , причому з боку мостків у вертикальній захисній стінці є отвір для підтаскування труб та інших підсобних операцій .
Як захисні панелі можна використовувати різні матеріали і форми: прогумовану тканину , навісні щити з дерева або інших матеріалів , металеві листи . Захисні панелі бурових установок Уралмашзавода виконані з листового металу. Застосування як захисних панелей металевих листів , хоч дещо й збільшує металоємність бурових споруд , але в даний час найбільш раціонально , тому що забезпечує :
1 ) тривалий термін служби ; 2 ) пожежну безпеку; 3 ) простоту кріплення та обслуговування .
1.2 Бурові механізми
Бурова лебідка - основний агрегат спуско-підйомного комплексу бурової установки. Вона призначена в основному для створення тягового або гальмівного зусилля в провідній гілки талевого каната.
Лебідка необхідна для підйому і спуску бурильної колони, ненавантаженого елеватора, спуску обсадних колон, утримання на вазі нерухомої колони або повільного її опускання при подачі долота на забій у процесі буріння або розширення свердловини.
Котушковий вал і пневморозкріплювач лебідки часто використовують для згвинчування і розгвинчування різьбових з'єднань бурильних і обсадних труб. Лебідка застосовується для підтаскування і підйому труб, грунтоносок та інших вантажів, а також при монтажі бурових вишок і обладнання на них
Рисунок 1 - Загальний вигляд бурової лебідки ЛБ-750
1-рама, 2-гальмівна рукоятка, 3-ланцюгова трансмісія, 4-головне гальмо,
5-головний вал з барабаном, 6-кожух, 7-допоміжне гальмо,
8-станція керування
Ротор
Основна функція ротора полягає в передачі обертового руху через підшипники ведучої та бурильних трубах, а також долоту. Обертання долота необхідно для руйнування породи та буріння свердловини. Вкладиші, крім передачі обертання ведучої трубі, служать посадковим гніздом для клинів.
Рисунок 2 - Ротор (а), роторні вкладиші (б), вкладиші для ведучої труби (в)
Роторні клини (рис.2)- це спеціальні пристрої, із закріпленими на внутрішній поверхні зубчастими елементами. Вони необхідні для захоплення бурильної колони, підвішеній в свердловині під час згвинчування або розгвинчування замків бурильних труб.
Рисунок 2 - Клини для бурильних (а), обсадних (в) труб і УБТ (б)
1.3Енергетичне обладнання
Двигуни
Бурові установки Уралмашзавода за типом приводу лебідок , ротора і бурових насосів ( головного приводу ) класифікуються наступним чином:
для буріння у неелектрофікованих районах :
1 ) з дизельним приводом: а ) з дизельним ; б) з дизель - гідравлічним ;
для буріння в електрифікованих районах :
2 ) з електричним : а) змінного струму; б) постійного струму.
Основні завдання всіх силових приводів - плавний запуск лебідки , ротора і насосів , зміна режиму роботи цих агрегатів в широкому діапазоні , автоматизація спуску і підйому бурильної колони.
Дизельні приводи й приводи від електродвигунів змінного струму не вирішують названих завдань , що і призводить до використання дизель- гідравлічних приводів і приводів від електродвигунів постійного струму.
У дизель-гідравлічних приводах застосовують турботрансформатори , які дають установкам можливість працювати в режимі гідромуфти і забезпечують автоматичну зміну крутного моменту на вихідному валу залежно від навантаження. Дизель - гідравлічні агрегати , працюючи в системі групового приводу, сприяють вирівнюванню навантаження між силовими агрегатами і оберігають дизель від різких перевантажень і динамічних ударів з боку трансмісії.
Однак ці приводи не вирішують головних завдань: плавного запуску і зміни в широкому діапазоні режиму роботи барабана лебідки , ротора і, головне , бурових насосів.
Найбільшими перевагами володіє привід від електродвигунів постійного струму. Особливість його полягає в тому , що в конструкції приводу основних агрегатів відсутні громіздкі багатошвидкісні коробки зміни передач , спеціальні гальмівні машини , складні оперативні з'єднувальні муфти , спаровуються редуктори , карданні з'єднання і т. д. Конструкція механічної частини приводів основних агрегатів проста, надійна і довговічна в експлуатації. Електричний привід постійного струму , маючи м'яку характеристику і зручне управління , забезпечує плавну зміну режиму роботи основних агрегатів (лебідки , ротора , бурового насоса) в широких межах.
Електричні двигуни постійного струму дозволяють застосувати електричне гальмування , що забезпечує підвищену продуктивність і надійність роботи підйомної системи , застосовувати автоматизацію спуску і підйому бурильної колони , необхідність якої при глибокому (3500-6000 м ) і особливо надглибокому ( 6000 м і вище) бурінні необхідна , так як значно скорочує час на проводку таких свердловин.
Таким чином , привід від - електродвигунів постійного струму при зіставленні з усіма іншими типами приводів найбільш повно задовольняє постійно мінливих складних умов проводки свердловин.
Електричний привід зручний для розташування на великоблокових підставах , для транспортування, монтажу і демонтажу , виключає необхідність у постійному постачанні бурової горючими і мастильними матеріалами і підвищує безпеку установки в пожежному відношенні.
Бурові установки поставляються для електрифікованих районів з приводом основних агрегатів від електродвигунів змінного струму. Перетворення змінного струму в постійний здійснюється тиристорними перетворювачами постійного струму. Оснащення такими перетворювачами бурових установок визначається можливістю постачання електротехнічної промисловістю тиристорних перетворювачів необхідної потужності.
Слід зазначити , що практично всі названі приводи володіють одним недоліком - невеликим числом простих , легких , малогабаритних агрегатів , що входять в їх конструкцію . Це стосується меншою мірою і до приводів від електродвигунів постійного струму.
Крім того , дизельні і дизель - гідравлічні приводи , а також приводи від електродвигунів змінного струму незручні і складні для обслуговування та управління під час експлуатації.
1.4 Обладнання для роботи з рідкими, газорідинними і газоподібними очисними агентами.
Бурові насоси призначені для нагнітання в свердловину промивної рідини з метою очищення вибою і стовбура від вибуреної породи (шламу) і винесення її на денну поверхню; охолодження й змащення долота; створення гідромоніторного ефекту при бурінні струминними долотами; приведення в дію забійних-гідравлічних двигунів.
Основний елемент бурового насоса являє собою поршень , здійснює зворотно - поступальні переміщення в циліндрі і створює тиск для руху об'єму рідини . Бурові насоси зазвичай використовують для забезпечення циркуляції великої кількості бурового розчину (19 - 44 л / с) по бурильних трубах через насадки на долоті і назад на поверхню. Отже , насос повинен створювати тиск, достатній для подолання значних сил опору , і переміщати буровий розчин .
Застосовують насоси двох типів:
- двоциліндрові насоси ( дуплекс - насоси) , що включають в себе два поршня подвійної дії (у цьому типі насоса поршень створює тиск одночасно при поступальному і зворотному ході ) ;
- трьохциліндрові насоси , до складу яких входять поршні одинарної дії (у цьому типі насоса поршень створює тиск тільки при поступальному ході ) .
Регулювати обсяг і тиск можна , змінюючи внутрішній діаметр циліндра
(шляхом використання циліндрових втулок різних діаметрів ) або розміри поршня.
Рисунок 3 – Загальний вигляд бурового насоса УНБ-600
1 – пневмокомпенсатор; 2 – запобіжний клапан; 3 – гідравлічний блок; 4 – рама; 5 – підігрівач
Компресор
Поршневий компресор —тип компресора, принцип роботи якого базується на використанні механічного пристрою поршневого типу для збільшення тиску газу шляхом компресії (зменшення об'єму). Компресори даного типу широко застосовуються в машинобудуванні, енергетичному обладнанні, автомобілебудуванні, хімічній промисловості, холодильній та кріогенній техніці.
Резервуари -призначені для зберігання бурового розчину. У резервуарі для бурового розчину необхідно встановити механічний перемішувач, гідромонітор, маніфольди, труби та інше.
В основному на будь-якій буровій установці установлено три таких резервуара:
Резервуар № 1 повинен бути розділений на три відділення : передній - доливочний резервуар , середній - резервуар для очищення бурового розчину від вибуреної породи і задній - резервуар для вакуумного дегазації .
Резервуар № 2 повинен бути розділений на три відділення. Перше відділення бак прийому пісковідділювача , друге - ситогідроциклонного відділювача , третє відділення - змішувальний бак з відцентровим насосом і бункером .
Резервуар № 3 повинен бути розділений на три відділення. Перше і друге відділення для прийому(всмоктування),третє відділення - змішувальний бак з відцентровим насосом і бункерами.
1.5Обладнання і буровий інструмент для механізації спусково-підіймальних операцій
При бурінні нафтових і газових свердловин використовуються наступні види породоразрушающего інструменту :
- бурові долота для буріння свердловини суцільним забоєм ;
- бурильні головки для буріння свердловин кільцевим забоєм ; розширювачі для розширення стовбура свердловини ;
- калібратори , стабілізатори , центратори для вирівнювання стінок свердловини і центрування бурильної колони.
За характером руйнівної дії на породу бурові долота та бурильні головки поділяються на:
- дробляче - сколюючі ( шарошечні ) ,
- ріжуче - сколюючі(лопатеві),
- стираюче -ріжучі ( алмазні та типу ІСМ) .
Найпоширенішим видом використовуваного долота є шарошкове долото.
Рисунок 4 - Шарошкове долото:
а - загальний вигляд, б - лапа, 1 - ніпель, 2 - приварна кришка (пробка); 3 - мастило, 4 - канал для змащення, 5 - приварний замковий палець; 6 - козирок лапи, 7 - сальникове ущільнення підшипників, 8 - зовнішній роликовий підшипник; 9 - кульковий підшипник, 10 - кінцевий опорний підшипник, 11 - цапфа; 12 - втулка цапфи, 13 - шарошка, 14 - зрівняльний отвір, 15 - діафрагмовий компенсатор (сильфон)
Важливі показники роботи долота - проходка на долото і механічна швидкість буріння .
Проходка вимірюється в метрах стовбура свердловини , пробурених долотом від його спуску до підйому внаслідок зносу , поломок і інших відмов .
Елеватор і клиновий захват.
Для утримання колони труб на роторі використовують елеватор або клиновий захват.
Рисунок 5 – Елеватор
Рисунок 6 – Клиновий захват
Спайдер
Пневматичний спайдер розташований на роторі. На внутрішніх стінках підстави спайдера передбачені чотири косих канавками, чотири клинових сегмента спайдера які піднімаються і спускаються по канавках. При спуску клинові сегменти затискають трубу, при підйомі - розтискають. Спуск і підйом клинових сегментів здійснюється за допомогою пневматичного циліндра і спеціальної вилки.
Рисунок 7 - Пневматичний спайдер
Ключі типу АКБ
Ключ АКБ призначений для згвинчування і розгвинчування свічок при підйомі і спуску колони бурильних труб з усіма типами замкових з'єднань залежно від укомплектування ключа змінними щелепами, розрахованими на необхідну номенклатуру труб.
Ключ АКБ є одним з вузлів, без яких неможливе виконання спуско-підйомних операцій за допомогою комплексу механізмів типу АСП, і розрахований на спільну роботу з пневматичним клиновим захопленням.
Рисунок 7 – Автоматичний ключ АКБ-3М
1.6Противикидне 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 .
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 | ||
| 10Д | ||||
| 10Д | ||||
| 10Д 9Д 12Д | ||||
| 9Е 12Д 11К 11Е | ||||
| 9Е 10Е 11К 12К | ||||
| 11Р 11Л 10Л 10Е 9Е |
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:
Dм=451 мм, Δ=30…50 мм,
Dнапрдол=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 Dнапрдол=490 мм.
Діаметр долота під кондуктор:
Dм=351 мм, Δ=20…40 мм,
Dкдол=351+40=391 мм.
Вибираємо із стандартного ряду Dкдол=394 мм.
Діаметр долота під проміжну колону:
Dм=270 мм, Δ=25…30 мм
Dпрдол=270+30=300 мм.
Із стандартного ряду Dпрдол=295 мм.
Діаметр долота під експлуатаційну колону:
Dм=188 мм, Δ=20…25 мм,
Dекспдол=188+25=213 мм.
Із стандартного ряду Dекспдол=214 мм.
Діаметр долота під експлуатаційну колону:
Dм=166 мм, Δ=10…20 мм,
Dекспдол=166+20=186 мм.
Із стандартного ряду Dекспдол=190 мм.
2.2.2 Визначення довжини ОБТ
Довжину ОБТ при бурінні під кожну обсадну колону визначаємо за формулою:
(2.2)
де К – коефіцієнт, який враховує перевищення ваги ОБТ над навантаженням на долото; приймаємо К = 1,25;
G — осьове навантаження на долото (додаток 2);
— вага 1м.п. ОБТ (додаток 2);
— питома вага бурового розчину; приймаємо = 1300 кг / м ;
питома вага матеріалу труб; приймаємо = 7850 кг/м ;
Довжина ОБТ при бурінні під направляючу колону Ø426 мм:
З урахуванням довжини однієї свічі 25 м приймаємо =325 м.
Довжина ОБТ при бурінні під кондуктор Ø324 мм:
Приймаємо =325 м.
Довжина ОБТ при бурінні під проміжну колону Ø245 мм:
Приймаємо =325 м.
Довжина ОБТ при бурінні під проміжну колону Ø168 мм:
Приймаємо =425 м.
Довжина ОБТ при бурінні під проміжну колону Ø146 мм:
Приймаємо =425 м.
2.2.3 Визначення довжини бурильного інструменту.
Для I-ої секції бурильної колони приймаємо бурильну трубу із Ø 114 товщиною стінки 11 мм групи міцності Д.
Визначаємо допустиму довжину бурильних труб за формулою:
(2.3)
де – приведена вага 1 п.м. бурильної труби (додаток 3). =301 Н;
- допустиме розтягуюче навантаження в тілі труби; визначаємо за формулою:
(2.4)
- розтягуюче навантаження, при якому напруження у тілі труби досягає границі текучості (додаток 3). =2300 кН;
К - коефіцієнт запасу міцності; приймаємо для роторного буріння К =1,4.
Отже,
Для ІI-ої секції бурильної колони приймаємо бурильну трубу із Ø 127 товщиною стінки 10 мм групи міцності Д :
Для ІІI-ої секції бурильної колони приймаємо бурильну трубу із Ø 140 товщиною стінки 11 мм групи міцності Д:
На основі проведених розрахунків складаємо таблицю вибору компоновки бурильного інструменту для буріння під різні обсадні колони:
Таблиця 2.2 – Робочий інструмент при бурінні під різні обсадні колони
| Умовний діаметр бурильної труби, мм | Товщина стінки, мм і група міцності. | Вага 1 п.м., Н | Довжина, м | |||
| Буріння під експлуатаційну колону | ||||||
| Ø 140 Ø 127 Ø 114 ОБТ 146 | 10Д 10Д 10Д | |||||
| Буріння під 1 проміжну колону | ||||||
| Ø 114 ОБТ | 10Д | |||||
| Буріння під 2 проміжну колону | ||||||
| Ø 114 | 10Д | |||||
| ОБТ | ||||||
| Буріння під кондуктор | ||||||
| ОБТ | ||||||
2.2.4 Визначення ваги колони бурильних і обсадних труб.
Вагу бурильного інструмента при бурінні під кожну обсадну колону визначаємо за формулою:
; (2.5)
де - вага колони бурильних труб;
- вага колони ОБТ;
К – коефіцієнт прихвату; приймаємо К=1,3;
Qкб.к.=(1860*323+260*331+1030*417+350*970) ∙1,3=1892 кН,
Qпрб.к.=(300*1890+2550*323) ∙1,3=1807кН,
Qекспл.б.к.=(300*1920) ∙1,3=748 кН.
Визначаємо вагу кожної секції обсадних колон.
Вага кондуктора:
Qко.к.=1062*180=191160 Н.
Вага 1 проміжної колони спускається на глибину 1850 двома секціями: перша довжиною 1000 м, друга довжиною 850 м:
Qп1о.к.=850*945+388*550+331*260+190*301=1159900 Н.
Qп2о.к.=300*796+400*721+300*945=810700 Н.
Вага 2 проміжної колони спускається на глибину 1850 двома секціями: перша довжиною 1000 м, друга довжиною 850 м:
Qп1о.к.=1900*661+300*705+1700*301=1979100 Н.
Qп2о.к.=800*539+900*705=713200 Н.
Експлуатаційна колона спускається на глибину 5800 двома секціями із зміною діаметра колони із 168 мм на 146: перша довжиною 3800 м, друга довжиною 2000 м, зміна діаметрів відбувається на глибині 2500 м.:
QІео.к.=400*312+760*343+840*343+3800*301=1817400 кН.
QІІео.к.=140*362+360*399+1060*435+940*471=1098160 кН.
Результати розрахунків занесемо в таблицю 2.2.
Таблиця 2.2 – Зведена вагова характеристика обсадних і бурильних колон.
| № | Назва колони | Діаметр труб, мм | Глибина спуску, м | Вага 1 п.м. труби, Н | Вага колони, кН | |
| Бурильний інструмент під кондуктор | ОБТ | |||||
| Бурильний інструмент під проміжну Ø 245 | ОБТ | |||||
| Бурильний інструмент під проміжну колону Ø 324 | ОБТ | |||||
| Бурильний інструмент під експлуатаційну колону колону Ø 168/146 | ОБТ | |||||
| Кондуктор | Q1c=191160Н | |||||
| 1 проміжна колона | Q1c=1159900Н Q2c=810700Н | |||||
| 2 проміжна колона | Q1c=1979100Н Q2c=713200Н | |||||
| Експлуатаційна колона | 362 374 399 343 435 343 471 312 | Q1c=1817400Н Q2c=1908160Н | ||||
2.3 Вибір типу бурової установки та опис обладнання
Використовуючи дані таблиці 2.2, по максимальному навантаженні на гак вибираємо бурову установку БУ-6500-ДГ.
Бурова установка БУ-6500-ДГ використовується для турбінного і роторного способів буріння свердловин на глибину 6500 м в неелектифікованих районах .
Кінематична схема установки складається з кінематичної схеми спуско-підйомного агрегату ЛБУ - 1700Д і кінематичної схеми приводу лебідки , ротора через лебідку і бурових насосів. Швидкість і вантажопідйомність лебідки ЛБУ - 1700Д бурової установки БУ-6500-ДГ.
Таблиця 2.3 – Технічна характеристика бурової установки БУ 6500 ДГ
| Параметри | БУ 6500 ДГ |
| Допуст.нагрузка на гаку за ГОСТ 16293-89 , кН ( тс) | 2700 ( 270 ) |
| Макс . статична загрузка на гаку по API , кН ( т) | 4000 (400) |
| Умовна глибина буріння , м | |
| Довжина бурильної свічки , м | |
| Тип основи | Дрібноблоковий агрегатний |
| Висота основи (відмітка підлоги бурової ) , м | |
| Вишка | ВА-45-320 |
| Тип вишки | мачтова , А-подібна |
| Висота вежі , м | |
| Лебідка | ЛБУ – 1700Д |
| Розрахункова потужність на вхідному валу , кВт | |
| Діаметр талевого каната , мм | |
| Число струн талевої системи (оснащення ) | 12 ( 6х7 ) |
| Вертлюг | УВ- 320 |
| Вантажопідйомність вертлюга , тс | |
| Ротор | Р- 560 |
| Розрахункова потужність приводу ротора , кВт | |
| Діаметр отвору в столі ротора , мм | |
| Допустима статичне навантаження , т | |
| Тип двигуна | електричний , постійного струму |
| Насос | У8-7МА2 |
| Потужність бурового насоса , кВт | |
| Максимальна подача , л / с | 50,2 |
| Максимальний тиск (на виході) , МПа | |
| Загальний корисний об'єм циркуляційної системи , м3 | |
| Кількість ступенів очищення , шт |
2.4 Комплекс обладнання циркуляційної системи
Комплекс обладнання циркуляційної системи призначений для очищення, приготування, хімічної обробки, зберігання і транспортування бурового розчину при бурінні нафтових і газових свердловин в умовах помірного кліматичного району згідно ГОСТ 16350-80.
Від устя свердловини розчин потрапляє до блоку очищення по прямокутних жолобах, а перетікання розчину від ємкості до ємкості – по напівкруглих.
Блоки очищення призначені для ведення бурових робіт по маловідхідній технології і входять до складу циркуляційних систем бурових установок усіх класів.
Блок очищення призначений для послідовного видалення великих i малих частинок вибуреної породи та інших домішок, які містяться в буровому розчині, що надходить із свердловини. Первинна очистка проводиться вібраційним ситом, з допомогою якого видаляються великі частинки (розміром більше 75 мкм). Дрібні частинки шкідливих домішок видаляються з допомогою пісковідділювача (25 мкм) та муловідділювача (5 мкм).
Очищений розчин послідовно надходить в кожну ємність. Для перемішування розчину ємність обладнана двома гідромоніторами, працюючими від допоміжної нагнітальної лінії бурових насосів. Шлам із ємностей видаляється через люки. Ємкості обладнані площадками для обслуговуючого персоналу і перилами. В нижній частині вони з’єднуються трубопроводом із встановленим на ньому шибером для перекривання потоку і з’єднувальною муфтою для компенсації неспіввісності трубопроводів.
Вібросито монтується на своїй основі. Вздовж всієї довжини жолоба обладнані настилами з перилами. Встановлюють жолоби на підставках. Вібросито з’єднується із жолобами гумовою муфтою, яка запобігає передачі вібрації жолобам. Дві ємності з’єднуються між собою і з двома буровими насосами гнучкими гумотканинними армованими рукавами.
Ємкості для зберігання хімічних реагентів і блок приготування бурового розчину в комплект установки не входить.
Циркуляційні системи промивної рідини бурових установок універсальної монтажоздатності базуються на уніфікованих блоках.
Блок очищення включає в себе основу, яка представляє собою резервуар, розділений на три відсіки. Конусний відсік призначений для відстою бурового розчину після вібросит і обладнаний в нижній частині люком з затвором для видалення відстою. В верхній частині резервуара вбудовані жолоб, відсік для вхідної труби дегазатора, відсік для зливної труби. Там же встановлені трубопроводи пару, води і допоміжний напірний трубопровід.
В нижній частині резервуара змонтований вхідний колектор з приймальним клапаном. Резервуар має зливний люк з затвором і мірну рейку з поділками по 5 м3.
Основа має з’ємні настили. На зовнішній стінці під настилами підвішені жолоба для електрокабелів. На основі встановлені вібросито, блок муловідділювачів, блок глиновідділювачів, два підпірні шламові насоси, механічні та гідравлічні переміщувачі.
Вібросито призначене для пропускання крізь сітку бурового розчину, переміщення твердої фази по площині сітки та відкидання її по проходженні сітки. Просіювання промивного розчину відбувається під дією обертання зміщеного центру ваги, і спрямування сил, що при цьому виникають до сітчастої поверхні. Енергія змушує сито вібрувати за орбітальною траєкторією.
Спроектована циркуляційна система комплектується двома віброситами
ВС-1.
Вібросито ВС-1 складається з наступних складових частин (рисунок 12.):
1) станини, призначеної для кріплення вібросита на блоці очистки циркуляційної системи бурової установки. Станина слугує також збірником і розподільником очищеного глинистого розчину.
2) вібруючої рами, призначеної для безпосереднього очищення глинистого розчину через змінні касети і скиданні відходів очищення в приймальний амбар.
Станина представляє собою просторову конструкцію, виповнену з профільного прокату. Полози 14 з’єднані між собою двома трубами-поперечинами 15 і листом-піддоном 13. На полозах встановлюється приймальна ємність 3 глинистого розчину. У верхній частині приймальної ємності змонтовані на осях розподілювачі потоку 18, які забезпечують рівномірну подачу глинистого розчину на сітку касети 6. Розподілювачі можуть фіксуватися під любим кутом до напрямку потоку.
За необхідності подачі розчину минаючи касети, в приймальній ємкості присутній клиновий штифт 17, ступінь відкриття якого регулюється вручну важелем 19 і фіксується ланцюгом 20.
Рисунок 12 - Вібросито ВС-1
1-станина; 2- основа сітки; 3- ємність приймальна; 4- розпірка; 5- боковина; 6- касета; 7- рама приводна;8- рама вібруюча; 9- пружина опорна; 10- тумба; 11- лист; 12- засувка; 13- піддон; 14- полози; 15- поперечина;16- патрубок вхідний; 17- шибер; 18- розподільник; 19- важіль; 20- ланцюг; 21- пост кнопковий; 22- кабель.
З обох сторін станини є отвори, які закриваються засувками 12, які дозволяють виконувати випуск очищеного глинистого розчину в жолоб бурової установки.
На станині 4 приварені тумби 10 для монтажу вібруючої рами. Зв’язок між станиною і вібруючою рамою здійснюється за допомогою чотирьох витих циліндричних пружин 9.
З метою запобігання розбризкування глинистого розчину, до полоз станини приварені огороджуючі листи 11.
На приймальній ємкості з сторони вхідного патрубка 16 розміщений кнопковий пост 21 увімкнення електродвигуна.
Рама вібруюча 8 складається з основи сітки 2 і двох боковин 5, скріплених між собою болтами М16. Крім основи, сітки боковини скріплюються розпіркою 4, рамою привода 7 і корпусом вібратора.
Вібросито ВС-1 встановлюється на ємкості блоку очистки циркуляційної системи або на окремому блоці таким чином, щоб його основа була розміщена нижче врізки розчинопроводу від устя свердловини не менш ніж на 1,3 м. Вказана різниця відміток дозволяє забезпечити пропускання 0,055 м3/с бурового розчину через вібросито.
На блоці очищення віброситу необхідний підвід води для змивання шламу з поверхні сіток і їх змочення перед початком роботи. При роботі з обважненим буровим розчином також необхідне підведення стиснутого повітря, для необважнених струмини води.
При очищенні бурового розчину віброситом розчин по трубопроводу потрапляє до розділюючого патрубка вібросита, де розташований шибер, який регулює подачу розчину.
Так же есть модификация вибросита ВС-2
Рисунок 4 - Вібросито ВС-2
1 - зварна станина, 2-розподільний жолоб,3-електродвигун, 4-огорожа, 5 - вібруюча рама, 6 - амортизатор,7-барабани
Великих відмінностей серед вібросит ВС-1 і ВС-2 немає. Так, вібросито ВС-2 складається з зварної станини 1 з приймальною ємністю, на якій встановлені розподільний жолоб 2, з двома електродвигунами 3 для приводу вібруючої рами 5 і амортизатори 6. Дві вібруючі рами спираються на чотири гумових амортизатора. ВС-2 має вібратор з ексцентриком валу, який приводиться в рух від електродвигуна за допомогою клинопасової передачі, закритою огорожею 4. Між барабанами 7 натягується робоча сітка. Сітки нахилені горизонталлю під кутом 12-18 градусів.
ВС1Л – вібраційне сито з лінійними коливаннями.
Ці вібросита виконуються у двох виконаннях:
· ВС1Л - для комплектації циркуляційних систем бурових установок всіх класів;
· ВС1Л-02 - застосовуються як в циркуляційних системах бурових установок, так і для комплектації стаціонарних і мобільних циркуляційних систем при капремонті свердловин і забурювання друге стовбурів в експлуатаційних свердловинах;
Перед віброситом ВС1, вібросито ВС1Л має ряд суттєвих переваг:
· Вібросито ВС1Л дозволяє регулювати продуктивність вібросита і вологість шламу без зміни ситових касет, що збільшує термін служби сітки на 30-40%;
· Покращує транспортування шламу, що також збільшує продуктивність сита;
· Дозволяє уникнути догляду бурового розчину у відвал і отримати шлам зниженої вологості;
· Розсіює енергію падаючого на сітку бурового розчину і розподіляє його потік більш рівномірно по задній частині сітки, що збільшує її довговічність;
· Натяг касет проводиться без пружин, що істотно полегшує і прискорює їх заміну.
Вбросита (ВС1Л) комплектується 2 електродвигунами, або вібраторами електромеханічної дії (ВС1ЛМ), а також із вібраторами електромеханічної дії Італійського виробництва(ВС1ЛМІ).
На вібросита ВС1Л можуть встановлювати ситові касети одношарового або тришарового виконання. Для одношарових касет і верхньої сітки тришарових касет використовують сітку з отворами розміром від 0,1 х0, 1 до 0,9 х0, 9 мм. В якості нижньої сітки тришарових касет застосовують сітку з розмірами чарунки у світлі від 2,0 х2, 0 до 2,8 х2, 8 мм.
Таблиця 1-Порівняння технічних характеристик вібросит ВС1,ВС2,ВС1Л.
| № | Характеристика | ВС1 | ВС2 | ВС1Л |
| Мінімальний розмір частинок, які видаляються,мм | 0,16 | |||
| Максимальна пропускна здатність (у м3/с) при розмірі отворів 0.16х0.16мм и промивці. | ||||
| -водою | 0,038 | 0,028 | 0,045 | |
| -важким розчином щільністю не нижче 1.6 г/см3 | - | 0,015 | - | |
| Число вібруючих рам | ||||
| Число сит | ||||
| Розміщення сит | Послідовне, горизонтальне і наклонне. | Двоярусне, горизонтальне | Двоярусне, горизонтальне | |
| Робоча поверхня (у м2) при ширині сита 1000 і 1300 мм | ||||
| -першого (верхнього) ярусу | 1,8/2,7 | 1,4/2 | 2,6 | |
| -другого (нижнього) ярусу | - | 1,4/2 | 2,6 | |
| Тип вібратора | Інерційний | |||
| Частота вібрацій, Гц | 18,9 | |||
| Амплітуда вібрацій, мм | 3,5 | |||
| Потужність електродвигуна, кВт | ||||
| Габарити,м | 3х1,85х1,64 | 2,4х1,53х1,8 | 3х1,75х1,36 | |
| Маса,т | 2,2 |
3. Монтаж і експлуатація обладнання
3.1 Монтаж вібросита
Вібросита при монтажі встановлюють на блоці очищення циркуляційної системи над ємністю і кріплять болтами. Відхилення станини від горизонтального положення - не більше 5 мм. Навколо вібросита монтують майданчик з огорожею шириною не менше 0,75 м. Приймальний патрубок
( жолоб) вібросита з'єднують трубою з гирлом свердловини. Для приведення в робоче положення вібросита , відгвинчують чотири транспортні болта , що кріплять вібруючу раму. Встановлюють електродвигун і надягають два клиновидних ременя. При установці касет з сітками , перевіряють наявність гумових виступів на підставі сітки і правильність їх розташування. Касети встановлюють таким чином , щоб з кожного боку залишалися рівні проміжки , після чого притисками затягують болти до зіткнення витків пружини.
3.2 Експлуатація вібросита
Одним із основних робочих елементів сучасного вібросита є пружня опора. Великі навантаження віброколивання спричиняє швидке руйнування що призводить до частих позапланових ремонтів. Тому у даному випадку можна використати кращу альтернативу опор, що забезпечить кращий ККД, та економічний показник, що супроводується збільшеням міжремонтного часу.
У віброситах ВС1,ВС2,ВСіЛ застосовують 4 пружні опори. На одну опору вібросита припадає (по масі) 3000...5000 кг.. Жорсткість пружної опори вібросита повинна забезпечувати стійкий режим зарезонансних горизонтальних і вертикальних коливань рухливої рами віброплощадки, для чого, як показує досвід експлуатації вібросит із прсторовими коливаннями, повинні виконуватися співвідношення
(1)
де - кутова частота змушених коливань рухомої рами;
- кутові частоти власних коливань рухомої рами віброплощадки відповідно в горизонтальному і вертикальному напрямках.