Полная версия

Главная arrow Строительство arrow Бурение скважин

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>

ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О БУРОВОЙ ТЕХНИКЕ И ОБОРУДОВАНИИ

Анализ основных конструктивных схем буровых установок

Буровая установка - агрегат различных по назначению машин, механизмов и сооружений, предназначенных для производства процесса бурения (строительства) скважины.

В состав буровой установки входят следующие основные механизмы: буровой станок, буровой насос и (или) компрессор, привод станка и насоса -дизель-генераторная станция, буровая вышка или мачта, буровое здание, система приготовления и очистки промывочной жидкости, система энергообеспечения, освещения и отопления буровой установки, вспомогательное оборудование, например, труборазворот, лебедки для подъема съемного керноприемника, буровые ключи и трубы (колонковые и бурильные).

Буровой станок - основной элемент буровой установки, который осуществляет выработку (в ряде случаев трансформацию) и передачу энергии от привода на забой скважины для разрушения горной породы, подачу бурового инструмента при углублении скважины, спуско-подъемные и вспомогательные операции бурового процесса.

Буровые установки применяются для производства буровых работ различного назначения:

инженерно-геологических изысканий;

бурения разведочных и эксплуатационных скважин на воду;

поискового и разведочного бурения на твердые полезные ископаемые;

разведочного и эксплуатационного бурения на нефть и газ;

бурения скважин специального назначения с целью:

сооружения свайных фундаментов и укрепления грунтов под фундаментами, вдоль береговых линий и др.;

  • - прокладки подземных коммуникаций и трубопроводов методами горизонтально-направленного бурения (ГНБ);
  • - бурения геотехнологических скважин;
  • - тепло- и энергообеспечения объектов, например, бурения скважин на месторождениях парогидротерм, аккумулирования тепловой энергии, создания скважинных возобновляемых источников энергии (СВИЭ).

Для бурения используются самоходные (на транспортной базе в виде колесного или гусеничного тягача) и передвижные буровые установки, перевозимые на прицепе или путем погрузки на тот или иной транспорт.

Диапазон глубин бурения геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые очень широк и охватывает скважины глубиной от нескольких метров до нескольких тысяч метров. Нижний предел этого диапазона в настоящее время превосходит глубину 3 000 м. В 1977 г. Министерством геологии СССР введен в действие параметрический ряд буровых установок (СТ СЭВ 771-77 и СТ СЭВ 770-77), отличающихся значениями основных параметров - грузоподъемностью, глубиной бурения, мощностью привода.

Существующий параметрический ряд подразделяет все установки на восемь классов (табл. 3.1). В качестве главного параметра, на основании которого произведено разделение установок по классам, принята номинальная глубина скважин, в данном случае заданная глубина бурения вертикальных скважин, которую должна обеспечивать данная установка при использовании основного бурового снаряда.

В качестве основного снаряда для установок 3-8 класса был принят снаряд, включающий алмазный породоразрушающий инструмент диаметром 59 мм и стальную бурильную колонну диаметром 50 мм. Масса 1 м такого снаряда с учетом массы соединительных деталей для свечей длиной 18,6-9,5 м равна 5,5-6,9 кг.

Номинальные геолого-технические условия характеризуются бурением скважин в вертикальном направлении при отсутствии интенсивного искривления и сужения ствола, обвалов породы со стенок, поглощений промывочной жидкости.

Согласно СТ СЭВ 770-71 буровые установки 3-8 классов должны иметь максимальную грузоподъемность в 1,6 раза больше номинальной, а установки 1-2 классов в 2 раза.

Регламентированные значения максимальной грузоподъемности выбраны с таким расчетом, чтобы они перекрывали все кратковременные динамические нагрузки и обеспечивали ликвидацию большей части осложнений, встречающихся в буровой практике.

Таблица 3.1

Параметрический ряд буровых установок для бурения геологоразведочных скважин

на твердые полезные ископаемые

Класс

Номинальная

Номинальная

Максимальная

Номинальная

буровой

глубина

грузоподъемность,

грузоподъемность,

мощность

установки

бурения, м

даН

даН

привода, кВт

і

25

125

200

3

2

100

630

1 000

и

3

300

2 000

3 200

15

4

500

3 200

5 000

22

5

800

5 000

8 000

30

6

1 200

8 000

12 500

45

7

2 000

12 500

20 000

55

8

3 000

20 000

32 000

75

Параметрический ряд буровых установок оснащен следующими агрегатами:

буровые установки 1-го класса У КБ-1-12/25, буровой насос НБ-1;

установка 2-го класса УКБ-2 (станки СКБ-2-50/100, БСК-100-2М, насос НБ-2);

установка 3-го класса УКБ-3 (станок СКБ-3-200/300, насос НБ-3);

установка 4-го класса У КБ-4 (станки СКБ-4-300/500 и СКБ-4110-300/500, насос НБ-3);

установка 5-го класса У КБ-5 (станки СКБ-5-500/800, ЗИФ-650 М (СКТО-65), насос НБ-4);

установка 6-го класса - станок ЗИФ-1200 МРК (СКТО-75) с насосом НБ-5;

установка 7-го класса УКБ-7 (станок СКБ-7, насос НБ-5);

установка 8-го класса УКБ-8.

На основе СТ СЭВ 770-71 разработан ряд установок типа УКБ, позволяющих бурить геологоразведочные скважины на высоких скоростях с применением всех основных видов породоразрушающего инструмента и прогрессивных буровых снарядов, в том числе снарядов со съемными керноприемниками и снарядов с гидроударными машинами.

Основными механизмами бурового станка являются:

вращатель - механизм, который осуществляет передачу крутящего момента от привода через трансмиссию на ведущую штангу и

породоразрушающий инструмент;

механизм подачи и регулирования осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент в процессе углубки забоя скважины;

грузоподъемное устройство, предназначенное для проведения спускоподъемных операций;

устройство для регулирования частоты вращения вращателя и грузоподъемного устройства;

аппаратура управления и контроля процесса бурения.

Схема бурового станка определяется выбором типа вращателя.

Вращатели станков, предназначенные для разведочных работ на твердые полезные ископаемые, могут быть следующего типа:

  • - роторный (рис. 3.1);
  • - шпиндельный;
  • - подвижный;

Рис. 3.1. Схема роторного вращателя:

Бурильная колонна

а

и

а - общий вид; 6 - вид сверху; у 1 - ротор; 2 - ведущая труба;

  • 3 - лебедка; 4 - талевый канат; 5 - неподвижный конец талевой системы; 6 - вертлюг;
  • 7 - талевый блок; 8 - кронблок; 9 - буровая вышка;
  • 10 - вкладыши ротора;
  • 11 - вал привода ротора
  • - верхним привод - как вариант подвижного вращателя, предназначенный для бурения глубоких скважин.

Для роторного вращателя характерны следующие особенности: высокая грузоподъемность, что определяет использование такого типа вращателей при бурении глубоких и сверхглубоких скважин; непрерывный ход подачи Н= 5-15 м (рис. 3.1);

необходимость прерывать процесс углубки и циркуляции очистного агента при наращивании бурильной колонны.

Роторный вращатель представляет собой ротор с приводом вращения 11, с крышкой (неподвижная поверхность) и столом ротора (вращающаяся часть). От вращающейся части ротора вращение передастся ведущей трубе 2, которая имеет в поперечном сечении форму квадрата. Вращение передается благодаря съемным вкладышам 10, которые фиксируются в роторе и образуют внутреннее фасонное отверстие в виде квадрата, по своим размерам соответствующее поперечному сечению ведущей трубы 2. Таким образом, ведущая труба 2 может перемещаться в роторе 1 и одновременно вращаться, передавая крутящий момент бурильной колонне. Ход подачи роторного вращателя определяется длиной ведущей трубы 2 - Я (рис. 3.1).

Перемещение ведущей трубы осуществляется талевой системой буровой установки, смонтированной на буровой вышке 9. Талевая система буровой установки включает лебедку 3 и талевый канат 4. На лебедке 3 закреплен подвижный конец талевого каната 4, кронблок 8, талевый блок 7 и неподвижный конец талевого каната 5. В зависимости от направления вращения лебедки 3 происходит наматывание талевого каната на лебедку 3 или его разматывание, что обеспечивает перемещение талевого блока 7 с вертлюгом 6 и ведущей трубой 2 в пределах длины ведущей трубы.

Схемы механизмов подачи станков шпиндельного типа

Рис. 3.2. Схемы механизмов подачи станков шпиндельного типа: а - подача снаряда вниз (углубление);

6 - перекрепление шпинделя (бурение остановлено)

Для выполнения подъема или наращивания бурильной колонны из ротора 1 вынимают вкладыши 10, верхний конец бурильной колонны фиксируют в роторе клиновыми захватами, ведущую трубу 2 отсоединяют и убирают в специальное место - шурф. После этого, если требуется, наращивают

колонну, соединяя очередную трубу с верхним ее концом, или, если следует поднимать колонну, ее захватывают элеватором и извлекают с помощью лебедки 3 и талевой системы буровой установки, разбирая на свечи.

Шпиндельный вращатель характеризуется:

ограниченной грузоподъемностью (предельная глубина скважин составляет 1 500-2 000 м при диаметре инструмента, как правило, не более 59 мм);

  • - малым ходом подачи Н (рис. 3.2) при углублении не более 0,5 м;
  • - необходимостью прерывать процесс углубления при перекреплении клиновых захватов вращателя в конце хода подачи при углублении скважины и наращивании бурильной колонны.

Функциональные возможности бурового станка во многом зависят от механизма подачи. В станках шпиндельного типа (ЗИФ-650 и 1200, СКВ - 3, 4, 5 и 7) используется гидравлический механизм подачи, который из-за конструктивных особенностей шпиндельного вращателя имеет малый ограниченный ход. На рис. 3.2, где 1 - ведущая труба; 2 - верхний гидропатрон; 3 - нижний гидропатрон; 4 - штоки гидроцилиндра с поршнями; 5 -гидроцилиндры, показаны два этапа работы механизма подачи станка шпиндельного типа.

Ход подачи Н определяется положением верхнего гидропатрона 2 (рис. 3.2, а), когда плашками гидропатрона 2 зажимается ведущая труба 1 и, посредством подачи масла в верхние полости гидроцилиндра и давления на верхние плоскости поршней 5, создается усилие подачи.

При подаче ведущей трубы 1 вниз осуществляется бурение на интервале перемещения верхнего гидропатрона 2 в пределах расстояния /?, которое составляет 0,4-0,5 м. После этого бурение останавливается и производится операция перекрепления (рис. 3.2, б), при которой ведущую штангу 1 захватывают плашки нижнего гидропатрона 3, плашки верхнего гидропатрона 2 раскрепляются и он перемещается в верхнюю точку для захвата ведущей штанги 1 и повторения операции углубки. В станках СКВ операция перекрепления автоматизирована и занимает 20-30 с. В станках типа ЗИФ перекрепление выполняется вручную.

Механизм станка шпиндельного типа «Тандем»

Рис. 3.3. Механизм станка шпиндельного типа «Тандем»:

  • 1 - вращатель; 2 - ведущая труба;
  • 3 - верхний гидропатрон;
  • 4 - нижний гидропатрон;
  • 5 - штоки гидроцилиндров с поршнями; 6 - нижние и верхние 7 гидроцилиндры

На интервале углубки скважины, равной длине бурильной трубы (4 м), потери

производительного времени на перекрепление могут составлять 3-5 мин. Остановки углубки, которые производят при перекреплении, отрицательно влияют на такие показатели бурения, как качество керна и ресурс бурового инструмента.

В ПГО «Сосновгеология» провели модернизацию станка ЗИФ-650М путем удлинения штоков гидроцилиндров механизма подачи, что позволило увеличить ход подачи инструмента до 80-90 см. Разработанный

Схема подвижного вращателя

Рис. 3.4. Схема подвижного вращателя: 1 - вращатель;

  • 2 - привод вращателя (гидродвигатель); 3 - звездочки цепной передачи; 4 - цепь;
  • 5 - податчик; 6 - основание;
  • 7 - подкос

станок не показал должной работоспособности в основном из-за ненадежной работы механизма подачи. Кроме того, увеличенный размер механизма подачи привел к разбалансировке бурового станка, к потере его устойчивости и росту вибрации при бурении.

Позже изобретатели объединения создали разработку под названием «Тандем», которая позволяла на станках шпиндельного типа увеличить ход подачи в несколько раз за счет новой системы последовательного перехвата подвижными клиновыми захватами и сдвоенных гидроцилиндров, обеспечивающей при ограниченных размерах шпинделя практически безостановочную подачу инструмента или его подъем (рис. 3.3).

Механизм подачи «Тандем» работает следующим образом. Подачу ведущей трубы 2, которая вращается через механизм вращателя 1, могут осуществлять как верхний, так и нижний гидропатроны 3 и 4. На схеме рис. 3.3 показано, что ведущая труба 2 зафиксирована верхним гидропатроном 3 и перемещается вниз.

Стрелками определены направления перемещения масла из сдвоенных гидроцилиндров станка. В это время нижний гидропатрон 4, не имеющий сцепления с ведущей трубой 2, перемещается вверх на исходную позицию.

Как только верхний гидроцилиндр 3 вместе с ведущей трубой 2 подойдет к нижней точке интервала движения, нижний гидропатрон 4 захватит ведущую трубу 2 и продолжит подачу инструмента вниз, тогда как верхний гидропатрон отсоединится от ведущей трубы 2 и станет подниматься вверх в крайнюю точку, где будет произведен захват трубы 2 в тот момент, когда нижний гидропатрон 4 окажется в самой нижней точке перемещения. После этого цикл углубки повторится путем последовательного перехвата ведущей трубы 2.

Таким образом, система «Тандем» способна осуществлять непрерывную, в пределах длины ведущей трубы 2, подачу инструмента. В лучшем случае интервал непрерывной подачи должен быть равен длине стандартной бурильной трубы для осуществления наращивания при минимальных издержках времени.

Подвижный вращатель характеризуется (рис. 3.4):

грузоподъемностью, близкой к грузоподъемности шпиндельного вращателя;

ходом подачи Н при углубке 2-4 м;

необходимостью прерывать процесс углубки и циркуляции очистного агента при наращивании бурильной колонны.

Подвижный вращатель (рис. 3.4.) может иметь достаточно значительный ход подачи Н, перемещаться в пределах хода подачи посредством цепной передачи или гидроцилиндром подачи. Привод вращателя может быть в виде двигателя внутреннего сгорания (станок УКБ-12/25) или гидродвигателя. Для проведения спуско-подъемных операций вращатель может отодвигаться (поворачиваться на шарнирах) от скважины в сторону или иметь достаточных размеров проходное отверстие, через которое производится подъем снаряда.

Верхний привод - вариант подвижного вращателя, который предназначен для бурения глубоких скважин, взамен роторного вращателя как более

Верхний привод буровой установки глубокого бурения

Рис. 3.5. Верхний привод буровой установки глубокого бурения

эффективный и производительный (рис. 3.5). Ход подачи у такого вращателя не отличается от хода подачи роторного вращателя, но сам вращатель стал более функциональным. При создании вращателя с верхним приводом реализована схема, объединяющая роторный вращатель с подвижным: при схеме, реализующей роторный вращатель, вращатель взамен ротора размещен под вертлюгом и перемещается вдоль вертикальной направляющей балки (рис. 3.1). В этом случае, поскольку вращатель расположен соосно со скважиной, грузоподъемность буровых установок осталась высокой, равной грузоподъемности буровых установок с роторным вращателем.

Трансмиссия современных буровых установок, ее нагруженность элементами, сложность узлов и деталей определяются типом вращателя бурового станка и степенью гидрофицированности установки. Компоновка узлов станков со шпиндельным вращателем показана на рис. 3.6.

Компоновка узлов станка со шпиндельным вращателем

Рис. 3.6. Компоновка узлов станка со шпиндельным вращателем:

  • 1 - электродвигатель; 2 - сцепление;
  • 3 - коробка передач; 4 - лебедка;
  • 5 - раздаточная коробка; 6 - вращатель;
  • 7 - ведущая груба; 8 - станина;
  • 9 - электродвигатель; 10 - маслонасос

Механическая трансмиссия включает привод - электродвигатель 1 или дизель, сцепление 2, предназначенное для включения привода 1; коробку передач 3, для регулирования частоты вращения основного вала трансмиссии; лебедку 4, для проведения спускоподъемных операций; раздаточную коробку 5, позволяющую передавать вращение и изменять направление вращения лебедки 4 или вращателя 6 станка. Все основные узлы трансмиссии смонтированы на станине 8.

Гидравлическая линия управления станком включает привод маслонасоса 10 - электродвигатель, маслобак, а также систему перемещения станка к скважине и обратно в виде гидроцилиндра, установленного под станком, гидравлическую систему механизма подачи в виде двух гидроцилиндров, а также систему фиксации ведущей трубы 7 в виде гидропатронов.

Из схемы на рис. 3.6 следует, что станки шпиндельного типа имеют более развитую механическую трансмиссию в сравнении с гидравлической системой, что приводит к повышению веса и размеров станка, снижает его надежность, управляемость и уровень механизации операций.

Для станков с подвижным вращателем механическая трансмиссия ограничивается наличием вращателя - редуктора и средств фиксации ведущей трубы. Все остальные элементы установки, как правило, гидрофицированы. Основные линии гидравлической схемы станка с подвижным вращателем показаны на рис. 3.7. Для некоторых станков, рассчитанных на бурение скважин глубиной 200-300 м, может отсутствовать основная лебедка 10. Если в станке для перемещения вращателя применяют цепную передачу, то будет отсутствовать гидроцилиндр перемещения вращателя 7.

Гидравличсский привод основных узлов установки позволяет обеспечить бесступенчатое регулирование частоты вращения основных узлов установки и автоматизировать процесс управления бурением.

Анализ функциональных возможностей вращателей, которые используются в современном бурении, показывает, что шпиндельный и подвижный вращатели предназначены для бурения скважин одного назначения на ограниченную глубину. Опыт буровых работ при разведке месторождений минерального сырья и развитие бурового машиностроения показал, что гораздо более перспективны буровые станки с подвижными вращателями.

Гидравлическая структурная схема гидрофицированного бурового станка с подвижным вращателем

Рис. 3.7. Гидравлическая структурная схема гидрофицированного бурового станка с подвижным вращателем:

  • 1 - электродвигатель;
  • 2 - маслонасос;
  • 3,4, 5, 6 - гидродвигатели;
  • 7 - гидроцилиндр перемещения;
  • 8 - вращатель; 9 - насос буровой; 10 - лебедка; 11 - лебедка ССК

В станках с подвижными вращателями реализуются следующие схемы привода вращения колонны:

от одного высокооборотного нерегулируемого аксиально-плунжерного, шестеренчатого или пластинчатого гидромотора через коробку скоростей;

от двух или четырех нерегулируемых гидромоторов с различными

характеристиками частоты вращения и крутящего момента через одноступенчатый редуктор (регулирование частоты вращения и крутящего момента производится путем замены гидромотора);

от регулируемого аксиально-плунжерного гидромотора через одноступенчатый редуктор;

от высокомоментного гидромотора, вал которого непосредственно без дополнительного редуктора подсоединяется к бурильной колонне.

Станки с подвижными вращателями оснащены гидродвигателями, которые могут быть максимально приближены к бурильной колонне, обладают минимальной трансмиссией и отличаются универсальностью.

Тип вращателя значительно влияет на затраты времени на вспомогательные операции - перекрепление механизма подачи, наращивание, спуск-подъем колонны, расхаживание колонны, дохождение до забоя. Эти операции составляют существенную долю в балансе затрат времени на бурение и особенно повышаются при росте производительности бурового процесса, поскольку время на собственно углубление скважины снижается, а затраты времени на вспомогательные операции практически не изменяются.

Таким образом, предварительный анализ показывает, что в современном бурении при разведке рудных месторождений более эффективны буровые станки с подвижными вращателями. В ведущих буровых фирмах буровые станки с подвижными вращателями заменили станки со шпиндельными вращателями в 70-80-е годы прошлого столетия. К этому времени буровые станки со шпиндельными вращателями уже серьезно сдерживали рост производительности бурения геологоразведочных скважин.

В 80-е годы прошедшего века, когда производительность буровых бригад ведущих организаций Мингео СССР достигла предельного значения в формате возможностей отечественной буровой техники, оснащенной станками шпиндельными типа ЗИФ и СКВ (средняя производительность шарошечноалмазного бурения составляла 1 000-1 500 м на станок в месяц по породам УШ-Х категории по буримости; рекордные значения производительности для бригад Монгольской экспедиции № 33, составляли более 3 000 м на станок в месяц), были отмечены разработки, для повышения возможностей морально устаревшей техники. Так, в объединении «Кировгеология» для повышения эффективности устаревших станков разработали системы плавнорегулируемого привода. При этом рост производительности при алмазном бурении составлял до 2(М0 %, при бурении пневмоударниками - 40-60 %.

Подобные разработки давали возможность отечественным новаторам бурового производства добиться повышения производительности в рамках используемого оборудования.

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>