Наработка талевого каната. Потребность каната за цикл бурения скважины

Под наработкой талевого каната понимается отработка каната при равномерном его износе по всей длине с соблюдением условий, при которых перепускаемый участок каната подходит к предельному состоянию усталостного износа. Это достигается правильным выбором диаметра каната, его исходной длины, рациональной оснасткой эффективной системой перепуска. Оптимальная отработка талевых канатов на буровой достигается при помощи системы перепусков талевых канатов, способствующих повышению технического ресурса. Благодаря перепуску каната достигается равномерный износ его по длине, снижаются относительные потери от недоработки каната на участке, прилегающем к неподвижной ветви, что обеспечивает снижение расхода каната на метр проходки.

17. Буровые лебедки: назначение, классификация, кинематическая схема и состав, условное обозначение

Буровые лебедки являются основным механизмом спуско-подъемного комплекса буровой установки.

Она предназначена для проведения следующих операций: 1. спуска и подъема бурильных и обсадных труб; 2. удержания колонны труб на весу в процессе бурения или про­мывки скважины; 3. приподъема бурильной колонны и труб при наращивании; 4. передачи вращения ротору; свинчивания и развинчивания труб; 5. вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инстру­мента, оборудования, труб и др.; 6. подъема собранной вышки в вертикальное положение.

Классификация:

1. По числу скоростей подъема – 2х, 3х, 4х, 6ти скоростные.

2. По используемому приводу – со ступенчатым, непрерывно-ступенчатым и бесступенчатым изменением скоростей.

3. По схеме включения быстроходной передачи – с независимой и зависимой «быстрой» скоростью.

4. По числу валов – одно, двух и трех-вальные буровые лебедки.

5. По способу управления подачей долота – с ручным и автоматическим управлением.

6. По способу смазки цепных передач – капельный, струйный.

7. По способу охлаждения тормозных шкивов – воздушное, водяное.

8. По вспомогательным тормозам – электромагнитные и гидравлические

9. По способу управления – ручное, дистанционное.

По конструкции буровые лебёдки делятся на две группы:

1. Двух или трёхвальные (У2-5-5 и У2-2-11). Расшифровка обозначений: У – завод Уралмаш; первая цифра – номер агрегата; вторая цифра – число скоростей лебёдки (для У2-5 с учётом скоростей коробки скоростей, а для У2-2 с учётом только скоростей лебёдки без коробки скоростей); третья цифра – номер модели в хронологической порядке проектирования.

2. Одновальные с коробкой переменных передач (ЛБУ-750, ЛБУ-1100, ЛБУ-1700). Расшифровка обозначений: ЛБ – лебёдка буровая; У – завод Уралмаш; 750, 1100, 1700 – мощность на барабане в лошадиных силах.

Буровые лебёдки первой группы состоят из сварной рамы, на которой вмонтирован подшипник качения, подъёмный вал с барабаном для навивки талевого каната, промежуточные и трансмиссионные валы. Все валы кинематически связаны между собой цепными передачами, которые передают им крутящие моменты и используются для регулирования частоты вращения валов. На промежуточном валу, кроме звёздочек цепной передачи, в ряде случаев установлены специальные катушки для проведения работы по подтаскиванию грузов, навинчиванию и развинчиванию труб, при спуско-подъёмных операциях. Такие валы называются катушечными. В одно и двухвальных лебёдках катушки не устанавливаются, а для выполнения работ по подтаскиванию грузов и свинчиванию труб используют вспомогательные лебёдки и пневмораскрепители. Рама лебёдки закрыта предохранительными щитами.

Одновальная лебёдка ЛБ-750 состоит из: станины, на которой на двух кронштейнах в подшипниках смонтирован подъёмный вал барабана с тормозными шкивами, шинопневматическими фрикционными муфтами и кулачковой муфтой, а также звёздочками цепных передач. На станине также смонтирован пульт управления лебёдкой, промежуточный вал привода ротора и вспомогательный тормоз.

18. Буровые лебедки: основные параметры (мощность, скорость подъема, тяговое усилие); тяговая характеристика, основные параметры барабана лебедки.

Мощность N₆-Мощность на барабане лебедки, кВт; G_6.k.-вес бурильной колонны, кН; G_T-вес подвижных частей талевого механизма, кН; V_p-расчетная скорость подъема крюка, м\с; n_T.C.-кпд талевой системы

N_д.в.- мощность от вала двигателя, кВт; n_тр- кпд трансмиссии (от вала двигателя до барабана лебедки)

Максимальная скорость

для талевых систем с кратностью оснастки i_т.с.≤10

для талевых систем с кратностью оснастки i_т.с.≥ 10

Минимальная скорость

 

Основные параметры барабана лебедки:

Диаметр барабана- зависит от диаметра талевого каната

Диаметр конечного слоя навивки на барабан

Средний диаметр навивки

Длина барабана учитывается таким образом, чтобы при полной навивки, было 3-4 слоя каната.

19. Ленточный тормоз буровой лебедки: назначение, схема, устройство, условие работы, основные требования, фрикционные материалы.

Предназначены для остановки и удержания в неподвижном состоянии бурильной колонны, а так же инструментов, спускаемых и поднимаемых из колонны.

а, б, в, г – кинематические схемы ленточных тормозов; 1 – рукоятка; 2 – шкив тормозной; 3 – барабан лебедки; 4

– ленты стальные; 5 – шейка мотылевая; 6 – кран Казанцева; 7 – цилиндр тормозной; 8 – вал коленчатый; 9 –

шейка шатунная;

10 – балансир; 11 – подшипник; 12, 15 – рычаг; 13 – вал; 14 – тяга; 16 – проушина; 17 – шейка тормозного вала;

18 – баллон; 19 – пневмоцилиндр; 20 – клапан

Тормоз лебедки, состоит из двух шкивов, смонтированный на барабане, которые охватываются лентами с колодками. Тормозные ленты соединены одним концом с балансиром, который служит для равномерного распределения тормозного усилия между обеими лентами; другим – с коленчатым валом. На коленчатом валу с одной стороны находится тормозной рычаг управления, а одно из его колен соединено с пневматическим цилиндром, увеличивающим тормозное усилие. Неподвижные концы лент закреплены на балансире, а подвижные прикрепленные к шейкам коленчатого вала, при повороте его перемещаются, охватывают шкивы и прижимают к ним ленту с колодками, осуществляя тем самым торможение. Управление тормозом производят тормозными рычагами, связанными с подвижными концами лент системой рычагов и коленчатым валом. Этот вал проворачивают либо рычагом, либо поршнем пневматического цилиндра. Управление пневматическим тормозом осуществляется рукояткой, находящейся на тормозном рычаге или пульте бурильщика.

Наиболее важные показатели фрикционных материалов тормозов:

Коэффициент трения, стабильность коэффициента трения, допускаемое контактное давление, допускаемая скорость скольжения, износостойкость, теплостойкость. Часто в ленточных тормозах используют ретинакс.

Ретинакс ГОСТ 10851-73 бывает двух видов А - асбосмолянная композиция с включением латунной проволоки. При работе в паре с чугуном ЧНМХ допускается температура на поверхности до 1100⁰с при скорости скольжения до 50 м\с и давлении до 2,5мПА Б – асбосмолянная композиция при работе в паре с серым чугуном и легированными сталями при температуре до 700⁰с, скорости скольжения до 10 м\с, давлении до 1,5мПа. Тормозные шкивы изготавливают из износостойких сталей 60Г, 35ХНЛ, 35ХМЛ.

Требования:

Тормозной момент должен быть достаточным для удержания в неподвижном состоянии колонны труб наибольшей массы, соответствующей допускаемой грузоподъемности лебедки

Привод тормоза должен обеспечивать плавное регулирование тормозного момента и мягкую псадку на стол ротора спускаемой в скважину колоны труб.

Тормоз должен растормаживаться одновременно с включением привода лебедки.

Температура на поверхности трения фрикционной пары не должна превышать допускаемой температуры нагрева материалов, используемых в тормозе.

Конструкция тормоза должна исключать самопроизвольное торможение и разтормаживание и должна обеспечивать легкость управления, удобство и доступность осмотра, регулирования и замены узлов.

23. Буровые насосы: назначение, схемы, устройство, класс-я, условия работы, обозначение.

Буровой насос – устройство, предназначенное для преобразования механической энергии работы двигателя привода в гидравлическую энергию потока промывочной жидкости. Б насос является главным элементом циркуляционной системы буровой установки.

Условное обозначение:

УНБ-600, У-уралмаш, Н-насос, Б-буровой, 600 - приводная мощность (кВт)

Назначение:

1) нагнетание бурового раствора в буровую колонну с целью:

а) циркуляции в скважине в процессе бурения;

б) эффективной очистки забоя и долота от выбуренной породы;

в) промывки и ликвидации аварий;

2) подвод к долоту гидравлической мощности, обеспечивающей скорость истечения жидкости (до 180 л/с) из его насадок для частичного разрушения породы и очистки забоя.

 

Принцип действия. Через трансмиссию 1 от двиг-ля вращение передаётся коренному валу с кривошипом 2, на которых смонтированы шатуны 3, соединённые с крейцкопфом 4. Кривошипно – шатунный механизм преобразует вращательное движение коренного вала в возвратно-поступательное движение крейцкопфа 4, штока 5 и поршня 6. Поршень 6 движется в цилиндре 7, в нижней части которого расположен всасывающий 10, а в верхней нагнетательный 8 клапаны (для насоса двухстороннего действия по 2 клапана сверху и снизу).

При движении поршня вправо в рабочей камере 9 создаётся разряжение, в результате которого создаётся разница давлений под и над клапаном, последний открывается – в камеру засасывается раствор. В это время нагнетательный клапан закрыт под действием разности давлений (в нагнетательном трубопроводе давление выше, чем в рабочей камере).

При ходе влево в камере повышается давление, всасыв клапан закрывается. Когда давление внутри камеры станет выше давления во всасыв трубопроводе, нагнетательный клапан откроется, т.к. давление в камере будет выше давления в нагнетательном трубопроводе. Происходит выталкивание жидкости из камеры. Затем цикл повторяется.

Классификация.

1) по передаче движения от привода на поршень:

а) прямодействующие;

б) приводные;

2) по устройству:

а) поршневые;

б) плунжерные;

3) по роду действия:

а) одностороннего действия;

б) двухстороннего действия;

в) дифференциального действия;

г) многократного действия;

4) по расположению осей:

а) вертикальные;

б) горизонтальные.

Наиболее часто применяются двухпоршневые двухстороннего действия и трёхпоршневые одностороннего действия.

Условия работы.

Буровые насосы эксплуатируются в очень тяжёлых условиях. Они перекачивают вязкие растворы, приготовленные обычно на основе глинисто – водных смесей и утяжелённые добавками гематита или барита. Растворы содержат до 2% абразивных частиц выбуренной породы и перекачиваются насосами при температуре 40-70С. Водные растворы при этой температуре наиболее коррозионна-активные. Кроме того, они часто содержат активные химические реагенты: известь, каустическую соду, дубильные кислоты, соли и другие вещества. Растворы характеризуются рН=5-12.

Буровые растворы нередко содержат поверхностно-активные вещества, нефть и нефтепродукты. Плотность растворов обычно составляет 1,2-1,3 г/см3, может подниматься до 2,5 г/см3 или снижаться до 0,8 г/см3. иногда насосы перекачивают коррозионно-активные аэрированные растворы. Химический состав и реологические свойства растворов могут быть самыми различными на разных месторождениях, они могут изменяться даже в процессе проходки одной скважины.

24. Буровые насосы: основные параметры, регулирование подачи

Основными параметрами насоса любого типа являются производительность, напор и мощность.

Производительность (подача) Q (м³/сек) определяется объёмом жидкости, подаваемой насосом в нагнетательный трубопровод в единицу времени.

Напор Н (м) - высота, на которую может быть поднят 1 кг перекачиваемой жидкости за счёт энергии, сообщаемой ей насосом.

Н = h + p_н – р_вс/ρg

Напор насоса

Полезная мощность N_п, затрачиваемая насосом на сообщение жидкости энергии, равна произведению удельной энергии Н на весовой расход жидкости γQ:

N_п = γQН = ρgQН

где

ρ;(кг/ м³) – плотность перекачиваемой жидкости,

γ;(кгс/ м³) – удельный вес перекачиваемой жидкости.

Мощность на валу:

N_e=N_п/η_н = ρgQН/η_н

где η_н – к.п.д. насоса.

Для центробежных насосов η_н – 0,6-0,7, для поршневых насосов – 0,8-0,9, для наиболее совершенных центробежных насосов большой производительности - 0,93 – 0,95.

Номинальная мощность двигателя

N_дв = N_e/ η_перη_дв= N_п / η_нη_перη_дв,

где

η_пер - к.п.д. передачи,

η_дв - к.п.д. двигателя.

η_нη_перη_дв - полныйк.п.д. насосной установки η;, т.е.

η= η_нη_перη_дв = N_п /N_дв

Известно несколько способов регулирования подачи:

1. путём изменения числа ходов вытеснителя при помощи коробки передач. Последняя может быть встроена в механическую часть насоса (НБ-80/6,3 и др.) или вынесена в виде отдельного узла;

1. путём изменения хода поршня или плунжера;
2. путём комбинированного применения коробки передач и смены поршня или плунжера (насосы НБ-160/6,3);
3. путём изменения длины хода и числа ходов поршня или плунжера.

Регулирование подачи насоса с помощью коробки передач имеет определенные преимущества перед другими способами за счет простоты, надежности, оперативности, а также возможности широкого диапазона изменения скорости, а, следовательно, и подачи насоса. Кроме того, применение коробки передач позволяет унифицировать оборудование.

Регулирование подачи путём изменения длины хода вытеснителя может осуществляться с помощью кулисного механизма или перемещением кривошипного пальца в эксцентрике. Такая система технологически целесообразна, так как позволяет бесступенчато изменять количество жидкости, подаваемой на забой. Однако при этом способе регулирования подачи существенно увеличивается объем "вредного пространства", что отрицательно влияет на всасывающую способность насоса. Этот способ не получил широкого распространения также и из-за сложности механизмов регулирования. Опыт эксплуатации ряда отечественных и зарубежных плунжерных насосов, подача которых регулируется изменением числа ходов с помощью коробки передач, показал, что они наиболее удобны и оперативны в работе, а также обладают высокой надёжностью.

25. Циркуляционная система: назначение, состав, схема устр-ва, нагнет манифольд, приемная линия.

Циркуляционная система буровых установок включает в себя наземные устройства и сооружения, обеспечивающие промывку скважин путем многократной принудительной циркуляции бурового раствора по замкнутому кругу: насос — забой скважины — насос. Многократная замкнутая циркуляция дает значительную экономическую выгоду благодаря сокращению расхода химических компонентов и других ценных материалов, входящих в состав буровых растворов. Важно также отметить, что замкнутая циркуляция предотвращает загрязнение окружающей среды стоками бурового раствора, содержащего химически агрессивные и токсичные компоненты. Циркуляционные системы буровых установок состоят из взаимосвязанных устройств и сооружений, предназначенных для выполнения следующих основных функций: приготовления буровых растворов, очистки бурового раствора от выбуренной породы и других вредных примесей, прокачивания и оперативного регулирования физико-механических свойств бурового раствора. В состав циркуляционной системы входят также всасывающие и напорные линии насосов, емкости для хранения раствора и необходимых для его приготовления материалов, желоба, отстойники, контрольно-измерительные приборы и др. Циркуляционные системы монтируются из отдельных блоков, входящих в комплект поставки буровых установок. Блочный принцип изготовления обеспечивает компактность циркуляционной системы и упрощает ее монтаж и техническое обслуживание.

Важнейшие требования, предъявляемые к циркуляционным системам буровых установок,— качественное приготовление, контроль и поддержание необходимых для данных геолого-технических условий состава и физико-механических свойств бурового раствора. При выполнении этих требований достигаются высокие скорости бурения и в значительной мере предотвращаются многие аварии и осложнения в скважине.

В числе требований, предъявляемых к циркуляционным системам, важное значение имеют механизация и автоматизация процессов приготовления и очистки буровых растворов. Исключение тяжелого и малоквалифицированного ручного труда при выполнении этих трудоемких процессов имеет не только производственное, но и важное социальное значение, так как преобразует работу буровиков, делая ее более производительной и привлекательной.

Циркуляционная система бурового раствора:

1 - устье скважины; 2 - желоб; 3 - вибросито; 4 - гидроциклон;
5 - блок приготовления бурового раствора; 6 - ёмкость; 7 - шламовыйнасос;
8 - приёмная ёмкость; 9 - буровой насос; 10 - нагнетательный трубопровод.

Нагнетательный манифольд - сваривают из труб диаметром 60-90 мм, рассчитанных на давление выше рабочего в 2,5 и более раза. В конце манифольда перед стояком устанавливают задвижку высокого давления. Манифольд нагнетательный предназначен для транспортирования бурового раствора от буровых насосов до фланца стояка в буровой вышке и трубопроводу, обвязывающему устройство системы, а также для приготовления и очистки раствора буровых установок. В манифольд циркуляционной системы буровой установки входят следующие элементы: стояк, буровой рукав, вертлюг, ведущая труба.

29. Противовыбросное оборудование: назначение, основные требования, состав, схема расположения, схема управления превенторными установками.

Противовыбросовое оборудование — блок устройств, предназначенных для герметизации устья скважины, предотвращения открытых выбросов и фонтанов нефти и газа, возникающих при бурении, испытании, опробовании и освоении скважин в результате аномальных пластовых давлений.

Противовыбросовое оборудование включает превенторы, герметизирующие устье скважины; манифольды, предназначенные для обвязки превенторов с целью воздействия на скважину; системы дистанционного управления превенторами и задвижками манифольда.

1 - Плашечный превентор; 2 – задвижка с ручным управлением; 3 – устьевая крестовина; 4 – манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 – регулируемы дроссель с ручным управлением; 6 – гаситель потока.

Основные требования:

2.1. ОП в общем случае должно обеспечивать герметизацию устья строящихся и ремонтируемых скважин с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, при проворачивании, расхаживании колонны труб между замковыми и муфтовыми соединениями, а также протаскивание колонны бурильных труб с замковыми соединениями (с фасками по обе стороны замкового соединения под углом 18°), а также позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт.

2.2. Комплекс ОП должен состоять из:

превенторного блока ОП;

манифольда ОП;

станции гидропривода ОП.

2.3. По требованию потребителя комплекс ОП должен дополняться сепаратором или трапно-факельной установкой, а также обеспечивать размещение замкового соединения бурильной колонны между трубными плашками двух плашечных превенторов.

2.4.* ОП конструктивно должно быть выполнено в виде блоков, удобных для эксплуатации, монтажа и транспортирования. Допускается конструктивное объединение составных частей, не изменяющее типовой схемы и не ухудшающее эксплуатационных свойств ОП (например, сдвоенные превенторы; плашечный превентор и крестовина, совмещенные в одном корпусе в виде превентора с боковыми отводами и др.).

* Пункт является рекомендательным.

2.5. Прочность корпусных деталей ОП, воспринимающих давление скважинной среды, должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением, кратным рабочему давлению Р_р, указанному в табл. 2.

Таблица 2

Условный проход ОП, мм	Пробное давление, МПа, при Рр
До 350 включ.	2,0 Рр	1,5 Рр
Св. 350	1,5 Рр	2,0 Рр

2.6. Стволовые проходы составных частей ОП должны быть соосны и обеспечивать беспрепятственное прохождение контрольного шаблона в соответствии с нормативно-технической документацией на ОП.

2.7. В ОП, предназначенном для бурения в условиях коррозионной среды, а по требованию потребителя, для морских и других ответственных скважин, должен быть предусмотрен превентор с перерезывающими плашками.

Гидравлическая схема управления превенторами и задвижками манифольда

1 – задвижка манифольда; 2 – плашечный превентор; 3 – универсальный превентор; 4,5 – гидравлические распределители; 6 – регулирующий клапан; 7 – вспомогательный пульт; 8 – муфтовый кран; 9 – основной пульт; 10 – вентиль; 11 – ручной насос; 12 – фильтр; 13 – обратный клапан; 14 – сетчатый фильтр; 15 – мясляный бак; 16 – шестеренчатый насос; 17 – предохранительный клапан; 18- электродвигатель; 19 – электроконтактный манометр; 20 – манометр; 21 – пневмогидроаккумулятор; 22 – муфта.

30.Превенторы: назначение, классификация, устройство плашечных, универсальных и вращающихся превенторов, условные обозначения.

Превентор — рабочий элемент комплекта противовыбросового оборудования, устанавливаемый на устье скважины. Основная функция превентора — герметизация устья нефтегазовой скважины в чрезвычайных ситуациях при строительстве или ремонтных работах на скважине.

По способу герметизации устья скважины превенторы бывают:

1. плашечные превенторы (делятся на трубные и глухие), так же к ним можно отнести превентора со срезающими плашками (у которых в случае ЧП (ГНВП или ОФ) буровая труба перекусывается и зажимается мощными гидравлическими плашками)

2. превенторы универсальные (кольцевые) предназначены для перекрытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны (замок, труба, ведущая труба)

3. превенторы вращающиеся (герметизаторы роторные) предназначены для уплотнения устья скважины с вращающейся в ней трубой или ведущей трубой.

Маркировка превенторов состоит из букв ОП, после чего идёт номер схемы, по которой выполнен превентор, далее условный диаметр буровой трубы в мм, потом условный проход манифольда, и расчётное рабочее давление при выбросе в атмосферах.

Пример: ОП5 230/80х35

Плашечный превентор состоит из корпуса, внутри которого помещаются плашки и крышки с гидроцилиндрами. Корпуспредставляет собой сталь­ную отливку коробчатого сечения, имеющую проходное верти­кальное отверстие и сквозную горизонтальную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Плашки превентора разъемной конструкции состоят из кор­пуса, сменных вкладышейи резинового уплотнения. Плашку в собранном виде насаживают на Г-образный пазштока и вставляют в корпус превентора. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками гидроцилинд­ров, шарнирно подвешенными на корпусе. Крышка к кор­пусу крепится болтами. Каждая плашка перемещается поршнемгидравлического цилиндра. Масло от коллектора по стальным трубкам и через поворотное ниппельное соединение под давлением посту­пает в гидроцилиндры. Поршень со штоком, крышка и цилиндры уплотняются при помощи резиновых колец.

Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия состоит из корпуса, кольцевого плунжераи кольцевого резинометаллического сферического уплотнителя. Уплотнитель имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двухтаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плун­жерступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотни­тель фиксируется крышкойи распорным кольцом. Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры, изолированные друг от друга манжетами плун­жера.

Основной элемент вращаю­щегося превентора - уплотнитель, поз­воляющий протаскивать инст­румент через его отверстие. Уплотнитель состоит из метал­лического основания и резино­вой части, прикреплен к ство­лупри помощи байонетного соединения и болтов. От прово­рачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола. В патроне превентора на двух радиальных и одном упорномподшипниках качения смонтирован ствол. Манжетные уплотненияслужат для предохранения превентора от попада­ния в него жидкости из скважины между стволом, корпусом и патроном. Фиксация патрона в корпусе осуществляется за­щелкой, которая открывается под давлением масла, подавае­мого ручным насосом через штуцер.

31. Муфты буровых установок: назначение, классификация. Шинно-пневматические муфты: назначение, устройство, типоразмеры, техническая характеристика, условные обозначения.

Муфты передают вращение с одного вала на другой или с вала на свободно сидящую на нем деталь (например, цепную звездочку, зубчатое колесо). Характерная особенность муфт заключается в том, что они не изменяют величину и направление передаваемого вращающего момента. Муфты делятся на механические, гидравлические и электромагнитные. Механические муфты по назначению подразделяются на постоянные и сцепные.

Муфты шинно-пневматические обжимного типа применяются для передачи крутящего момента на буровом, нефтепромысловом и нефтеперерабатывающем оборудовании.

Муфта шинно-пневматическая состоит из: наружного обода, фрикционных накладок, внутреннего барабана, съёмного резинокордного баллона, который, в свою очередь, состоит из каркаса из слоёв обрезиненного корда, резинового протектора, фрикционных накладок, ниппеля. Пример условного обозначения баллона шинно-пневматического съёмного с размерами Д=300 мм, В 100 мм: МП 300х 100 ТУ 38.10489-87.

Основные технические характеристики баллонов:

Баллон	Крутящий момент, кН.м	Частота вращения, мин	Рабочее давление воздуха в баллоне, МПа	Д~	Размеры, мм	В	Масса, кг
МП300х100	1,96		0,588-0,981
МП500х125	2,65		0,588-0,981
МП700х200	19,4		0,588-0,981		~
МП1070х200	50,5		0,588-0,981
МП155х50, мод. Н-325	0,225		0,343-0686

1 – обод; 2 – воздухоподвод; 3 – баллон с фрикционными колодками; 4 – ступица; 5 – шкив; А – подвод воздуха.

32. Буровые долота: назначение, классификация, устройство и состав, условные обозначения.

Буровые долота — основной элемент бурового инструмента для механического разрушения горной породы в процессе бурения скважины.

В зависимости от способа отделения частиц горной породы от ее массива на забое различают долота:

1. дробящего (ударного) действия;

2. дробяще-скалывающего (ударно-сдвигающего) действия;

3. истирающе-режущего действия;

4. режуще-скалывающего действия.

Шарошечное буровое долото (или бурильная головка для колонкового бурения) состоит из (одной, двух, трёх, четырёх или шести конических) сферических или цилиндрических шарошек, смонтированных на подшипниках качения или скольжения (или их комбинации) на цапфах секций бурового долота.

Устройство:

1. Нипельная головка

2. Корпус

3. Шарошка

4. Породоразрушающий инструмент

Условное обозначение (шифр) долота:

III – 215,9 С-ГНУ 2354,

где III – трехшарошечное;

215,9 – номинальный диаметр долота, мм;

С – тип долота (для бурения пород средней твердости);

Г – боковая гидромониторная промывка;

Н – опора для низкооборотного бурения на одном подшипнике скольжения;

У – опора маслонаполненная с уплотнительной манжетой;

2354 – заводской номер долота.

33. Бурильная колонна: назначение, компоновка, типы бурильных труб, условные обозначения, длина бурильной колонны.

Бурильная колонна - ступенчатый полый вал, соединяющий породоразрушающий инструмент (долото) с наземным оборудованием при бурении глубоких скважин, используется для создания осевой нагрузки, передачи вращения долоту, подачи раствора для очистки забоя и выноса шлама, подъема и спуска долота, проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.)

Типовая компоновка бурильной колонны: 1 - вертлюг; 2, 3 - ствол, переводник вертлюга; 4 - ведущая труба; 5 - переводник ведущей трубы; 6 - муфта замка; 7 - бурильная труба; 8 - ниппель замка; 9 - переводник; 10 - верхняя утяжелённая бурильная труба; 11 - нижняя утяжелённая бурильная труба; 12 - долото.

Типы бурильных труб:

Выпускаются следующие виды бурильных труб:

-трубы бурильные с высаженными внутрь концами (ТБВ);

-трубы бурильные с высаженными наружу концами (ТБН);

-трубы бурильные с приваренными замками (ТБПВ, ТБПН, ТБПК);

-трубы бурильные с высаженными внутрь концами и стабилизирующими поясками (ТБВК);

-трубы бурильные с высаженными наружу концами и стабилизирующими поясками (ТБНК);

-легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ), которые называют также алюминиевыми бурильными трубами (АБТ);

-импортные бурильные трубы.

Труба В 114×9-Д ГОСТ 631-75

В - высаженными внутрь концами

144 – наружный диаметр трубы

9 – толщина стенки

Д - группа прочности

Б.К. разделяют на мелкие - глуб. до 2000 м, средние - до 4500 м, глубокие - до 6000 м, сверхглубокие - св. 6000 м

34. Обсадная колонна: назначение, компоновка, типы обсадных труб и муфт, условное обозначение.

Обсадная колонна - предназначена для крепления буровых скважин, a также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации; составляется из обсадных труб путём последовательного их свинчивания.

Для крепления нефтегазовых скважин используют обсадные трубы. Отечественная промышленность выпускает 5 типов обсадных труб, которые отличаются типом резьбового соединения и производятся в соответствии с ГОСТ 632-80 "Трубы обсадные и муфты к ним":

-трубы муфтового соединения с резьбой треугольного профиля, в том числе с удлиненной (обозначаются "удл");

-трубы муфтового соединения с резьбой трапецеидального профиля ОТТМ;

-трубы муфтового соединения с резьбой трапецеидального профиля повышенной герметичности ОТТГ;

-трубы обсадные безмуфтовые (раструбные) с резьбой трапецеидального профиля повышенной герметичности ТБО;

-трубы обсадные безмуфтовые (гладкие) с резьбой трапецеидального профиля ОПм.

Эти трубы выпускаются, как и бурильные трубы, из стали семи групп прочности (Д, К, Е, Л, М, Р, Т) в двух исполнениях:

А - повышенной точности и качества;

В - обычное.

Труба – ОТТМ 245×10 – Д ГОСТ

Муфта – ОТТМ 215 – Д(С) ГОСТ

35. Турбобуры: назначение, устройство и конструкции, принцип работы, условное обозначение, основные параметры.

Турбобур – забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях, с многоступенчатой гидравлической турбиной, приводимой в действие потоком бурового раствора.

Классификация:

1. с металлическими цельнолитыми турбинами;

2. с металлическими турбинами точного литья (шифр ТЛ);

3. с составными турбинами из металлических ступиц и пластмассовых проточных частей (шифр П);

4. с резинометаллическими опорами с привулканизированной резиной;

5. с резинометаллическими опорами со смешенными резиновыми вкладками (шифр СР);

6. с опорами качения (турбина А7Н1С, А7Н4С).

Классификация:

1. Турбобур типа Т12 – односекционный с числом ступеней турбины 100-120, диаметры 240, 215, 195, 172.

Т12М3 – для бурения вертикальных и наклонных скважин, до 2000 метров.

Т12РТ9” – для бурения стволов большого диаметра методом РТБ (реактивно турбинного бурения).

1. Турбобур, тип Т123К (укороченные) – для забуривания новых стволов, бурения сильно искривленных, многозабойных и горизонтальных скважин. Число ступеней турбин 30 и 60, диаметр 215 и 172 мм.

2. Секционные турбины типа ТС – состоят из двух и более секций. Число ступеней 200 и более, диаметр 240, 215, 195, а при бурении глубоких скважин – 172, 127, 104 мм.

ТС4А-4” – при КРС (разбуривание цементных пробок).

1. Турбобуры типа КТД (колонковое турбодолото) – для отбора образцов пород при бурении скважин, диаметром 238, 212, 196, 172, 164, 127 мм.

2. Шпиндельные турбобуры ТСШ – бурение глубоких скважин. Выпускаются как с обычной схемой промывки, так с алмазными и гидромониторными долотами, диаметры 240, 195, 185, 172, 164 мм. Диаметры 185 и 164 – для бурения с алмазными долотами. Шпиндельный турбобур собирается из шпинделя с 2-х или 3-х секций. Турбобуры с турбинами точного литья (ТЛ) из шпинделя и 2, 3, 4-х секций.

3. Турбобуры типа А7Н – для бурения вертикальных и наклонных скважин, диаметр 195 мм, двух секционные.

4. Шпиндели с шаровой опорой типа 1ШШ, диаметром 240 и 195. Для работы с турбинными секциями шпиндельных турбобуров взамен с резинометаллической опорой, а также взамен нижней секции 2-х и 3-х секционных турбобуров.

Устройство:

Турбина состоит из большого числа ступеней (до 370). Каждая ступень (рис. 1.7) состоит из статора с наружным 2 и внутренним 3 ободами, между которыми размещены лопатки 4 и ротора, обод 1 которого снабжен лопатками 5. Лопатки статора и ротора расположены под углом друг к другу, вследствие чего поток жидкости, поступающий под углом из каналов статора на лопатки ротора, меняет свое направление и давит на них. В результате этого создаются силы, стремящиеся повернуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закрепленный в корпусе статор - в другую.

Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки статора второй ниже расположенной ступени, на лопатки ее ротора, где вновь изменяется направление потока раствоpa. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате раствор п