Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок приведена в табл. 4.13.Противовыбросовое оборудование устья скважины выбирается исходя из следующих условий рпрв>(ру)max, (4.8)dп.о(прв) > D,где рпрв – рабочее давление превенторов (табл. 4.14); (ру)max – максимально ожидаемое давление на устье скважины при газонефтеводопроявлении; dп.о(прв) – диаметр проходного отверстия в превенторе; D – диаметр долота, в котором предстоит бурить ствол скважины после установки этого оборудования, с учетом наибольшего наружного диаметра обсадной колонны, которой нужно крепить пробуренный интервал.ГОСТ 13862-80 предусматривает четыре типовых схемы оборудования устья скважин с числом плашечных превенторов от одного до четырех при бурении на суше.В зависимости от ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений в скважине рекомендуются схемы монтажа оборудования для герметизации устья скважины, представленные на рис. 4.1.В морских скважинах с устьем на дне моря устанавливают три плашечных превентора, а иногда и четыре, а над ними универсальный превентор. В морских установках монтируют иногда два универсальных превентора, при бурении под давлением над этим превентором располагают вращающийся превентор.
Оборудование
|
БУ-50БрД
БУ-80БрД
БУ-80БрЭ
|
Уралмаш 3000БД, 3000БЭ;
БУ-125БрД, БУ-125БрЭ;
Уралмаш 4000ДГУ, 4000ЭУ
|
Уралмаш 3Д-76
4Э-76; Уралмаш 5000ДГУ, 5000ЭУ
|
Блок приготовления
буровых растворов:
БПР-40
БПР-70
Емкость с полезным объемом, м3:
30
40
50
Перемешиватели:
4УПГ
ПЛ1, ПЛ2
Вибросито ВС-1
Пескоотделители
Илоотделители
Дегазатор
Емкость с перемешива-телем для приготовления химреагентов
Блок хранения химреа-
гентов БХР с дозатором
|
-
-
3
-
-
6
5
1
1
1
1
-
1
|
2
1
5
4
-
10
7
2
1
1
1
1
1
|
4
2
6
6
5
12
9
2
1
1
1
1
1
|
Тип превен-тора
|
Шифр превентора
|
Диаметр проход-ного от-верстия, мм
|
Давление, МПа
|
Плашки сменные под трубы диа-метром, мм
|
рабочее
|
пробное
|
Плашечный
|
ППГ-156320
ППГ-156320ХЛ
ППГ-203320Бр
ППГ-203500Бр
ППГ-203700Бр
ППГ-307200
ППГ-307200ХЛ
ППГ-307320
ППГ-350350
ППГ-406125
ППГ-520140
|
156
203
307
350
406
520
|
32
32
50
70
20
32
35
12,5
14
|
64
64
75
105
40
64
70
25
21
|
60; 63,5; 73
89; 102; 114
60; 63,5; 73
89; 102; 114;127
102; 114; 124;
127; 140; 146;
168; 178
194; 197; 203;
219
114; 127; 146;
168; 178; 194;
197; 203; 219;
245; 273
127; 140; 146;
168; 178; 194;
197; 203; 219;
245; 273
114; 146; 168; 178; 194; 203; 219; 245; 273;
299; 324; 340;
351; 377; 407;
426
|
Универ-сальный
|
ПУГ-230320Бр
|
230
|
32
|
64
|
60; 63,5; 73;
89; 114; 127; 141; 146; 168; 178; 194
|
Вращаю-щийся
|
ПВ-230320Бр-1
|
230
|
32
|
64
|
114; 89; 73
|
5. Выбор и расчет бурильной колонны.5.1. Выбор элементов бурильной колонныБурильная колонна состоит из следующих элементов: утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легкосплавных бурильных труб (ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых переводников, центраторов и калибраторов.Бурильные колонны бывают следующими:одноразмерными (или одноступенчатыми), составленными из бурильных труб одного и того же наружного диаметра;многоразмерными (многоступенчатыми), составленными из труб различных наружных диаметров (двух-, трех- или четырехразмерными);Нижний участок бурильной колонны составляют из УБТ, устанавливаемых непосредственно над долотом или забойным двигателем.Колонна бурильных труб при бурении скважины подвергается воздействию различных статических и динамических нагрузок. При бурении с помощью забойных двигателей (турбобуров, электробуров, объемных двигателей) на колонну бурильных труб действуют следующие нагрузки: осевая сила растяжения от собственного веса колонны и перепада давления в забойном двигателе; осевая сила сжатия, создаваемая весом части колонны; момент, прикладываемый к колонне для периодического проворачивания ее и др.При роторном бурении на колонну бурильных труб кроме осевых сил растяжения и сжатия действуют еще и дополнительные нагрузки: за счет изгибающего момента от действия центробежных сил при вращении колонн; за счет крутящего момента, необходимого для непрерывного вращения колонны и др. Изгибающие напряжения в колонне носят переменный характер и зависят от осевой нагрузки, частоты вращения, диаметра труб и скважины, кривизны ее ствола и др. Под действием крутящего момента возникают касательные напряжения, которые в колонне бурильных труб возрастают от забоя к устью скважины.Бурильные стальные трубы с навинченными замками (ГОСТ 631-75) изготавливаются из сталей групп прочности Д, К, Е, Л и М, замки – из стали 40 ХН.Бурильные стальные трубы с высаженными концами и приваренными к ним замками (ГОСТ 50278-92 и ТУ 14-3-1571-88) изготавливаются из сталей групп прочности Д, Е, Л и М, замки – из стали 40ХМФА.Стали всех групп прочности имеют следующие основные механические свойства по ГОСТ 1497-84:
Предел текучести физический(нижний предел текучести) .наименьшее напряжение, при котором образец деформируется без заметного увеличения растягивающего усилия,
Временное сопротивление (предел прочности)- напряжение,соответствующее наибольшему усилию Pmax, предшествующему разрыву образца.Все группы прочности стали можно охарактеризовать следующими усредненными показателями:Группа прочности Д К Е Л М Р ТПредел текучести, МПА 380 500 550 650 750 900 1000Временное сопротивление(предел прочности при растяжении), МПА 650 700 750 800 900 1000 1100Трубы диаметром 60-102 мм имеют длину 6,8 и 11,5, а диаметром 114-168 мм – 11,5 м.Трубы бурильные (ТБ) выпускаются следующих типов:
-
В – с высаженными внутрь концами и навинченными замками;
-
Н – с высаженными наружу концами и навинченными замками;
-
ВК – с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками;
-
НК – с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками;
-
ПК – с комбинированной высадкой замков (внутрь и наружу) и приваренными замками;
-
ПВ – с внутренней высадкой и приваренными замками;
-
ПН – с наружной высадкой и приваренными замками;
-
С – с высаженными внутрь концами и блокирующими замками.
Л – легкосплавные бурильные трубы из сплава Д 16 Т.Кроме того, бурильные трубы бывают обычной и повышенной (П) точности изготовления.Бурильные трубы типов В и Н имеют обычную трубную резьбу треугольного профиля. На трубах типов ВК и НК нарезается трапецеидальная резьба.Для соединения бурильных труб применяются муфты и замки. Замки бывают следующих типов: ЗН – с нормальным проходным отверстием; ЗШ – с широким проходным отверстием; ЗУ – с увеличенным проходным отверстием.Размеры и масса стальных бурильных труб (СБТ) и легкосплавных бурильных труб (ЛБТ), а также муфт и замков к ним приведены в табл. 5.1 – 5.6.Для бурения неглубоких вертикальных скважин роторным способом рекомендуется использовать трубы типа ТБВ, ТБН, ТБВК и ТБПВ; для бурения глубоких скважин в осложненных условиях – трубы типа ТБВК, ТБНК, ТБС и ТБПВ; для бурения вертикальных скважин с использованием забойных двигателей – трубы типа ТБН, ТБНК и ТБПВ; для бурения наклонно направленных скважин с использованием забойных двигателей – трубы типа ТБНК, ТБПВ и ЛБТ.
Наддолотный комплект, обычно принимаемый длиной 500 м, устанавливается над УБТ и составляется из бурильных труб типа ТБПВ, ТБНК, ТБС, ТБПВ группы прочности Д с максимальной толщиной стенки.Размеры и масса ведущих труб сборной конструкции квадратного сечения приведены в табл. 5.7 (изготовляются из стали групп прочности Д и К, переводники из стали 40ХН).