Ответы на вопросы по нефтегазовому делу (Вариант 3)

Схема насосной установки. Основные параметры насосов: производительность, напор, высота всасывания, полезная мощность, мощность на валу, коэффициент полезного действия. Насосной установкой называют насосный агрегат, комплектующее оборудование которого смонтировано по определенной схеме, обеспечивающей работу насоса. На рисунке приведена схема насосной установки для перекачки жидкости. Насос 9, приводимый в движение электродвигателем 10, засасывает жидкость из расходной емкости 2 и по всасывающей магистрали 5 и напорной магистрали 13 перекачивает жидкость в приемную емкость 16. Рис. 1. Схема насосной установки: 1 — сооружение (помещение) для насосной установки; 2 — расходная емкость; 3 — фильтр; 4 — обратный клапан; 5 — всасывающая магистраль; 6, 7, 14, 17 — вентили; 8 — магистраль для заливки насосов; 9 — насос; 1 О — электродвигатель; 11, 12 — манометры; 13 — напорная магистраль; 15 — расходомер; 16 — приемная емкость; 18 — пульт управления насосной установкой; 19 — противопожарное оборудование; 20 — вспомогательное оборудование; 21 — сливная магистраль Насосы характеризуются следующими основными параметрами: – расход (подача) – объем жидкости, перекачиваемой в единицу времени, измеряется в м3/ч, л/с и др.; – напор – разность полных удельных энергий потока у выхода и входа в насос, вычисленная в метрах столба перекачиваемой жидкости, м. В случае равенства диаметров всасывающего и напорного патрубков насоса и соответствующего равенства скоростей и удельных кинетических энергий напор выражается как разность давлений до и после насоса; – потребляемая мощность , кВт; – коэффициент полезного действия h – показывает отношение полезной мощности к мощности потребляемой. Полезная мощность – это та часть энергии, потребляемая от двигателя, которая идет на полезную работу по перемещению жидкости, , (1.3) здесь выражается в кг/л, – л/с, – м, – кВт. Часть потребляемой энергии, которая затрачивается на преодоление различных видов сопротивлений в пределах насоса, описывается выражением 1–h; – высота всасывания, различают вакуумметрическую высоту всасывания , характеризующую допустимую степень разрежения, возникающего у входа в насос в стандартных условиях работы, зависящую от конструктивных особенностей насоса и указывающуюся в каталогах насосов, и геометрическую высоту всасывания , которая определяет максимальную высоту установки оси насоса над уровнем жидкости. меньше на величину скоростного напора и потерь напора во всасывающем трубопроводе . 1.17. Классификация насосов: объемные, динамические или немеханические насосы. Достоинства и недостатки насосов различных типов. Области их применения. Насосами называются машины для создания напорного потока жидкой среды. Этот поток создается в результате силового воздействия на жид¬кость в рабочей камере насоса. По характеру силового воздействия, а следовательно, и по виду рабочей камеры различают насосы динамические и объемные. В динамическом насосе силовое воздействие на жидкость осуществляется в проточной камере, постоянно сообщающейся со входом и выходом насоса. В объемном насосе силовое воздействие на жидкость происходит в рабочей камере, периодически изменяющей свой объем и попеременно сообщающейся со входом и выходом насоса. К динамическим насосам относятся: 1) лопастные:а) центробежные; б) осевые; 2) электромагнитные; 3) насосы трения: а) вихревые; б) шнековые; в) дисковые; г) струйные и др. К объемным насосам относятся: 1) возвратно-поступательные: а) поршневые и плунжерные; б) диафрагменные; 2) крыльчатые; 3) роторные: а) роторно-вращательные; б) роторно-поступательные. Объемные насосы. Основными достоинствами поршневых и плунжерных насосов являются высокий к. п. д. и возможность подачи незначительных объемов жидкостей, в том числе высоковязких, под любым заданным давлением. Однако неравномерность подачи, наличие легко изнашиваемых клапанов, сложность соединений с двигателем, тихоходность, а следовательно, большие размеры и масса существенно ограничивают области применения поршневых и плунжерных насосов в химической промышленности. Следует отметить, что эксплуатация плунжерных насосов проще, в следствии того, что у них меньше изнашиваемых деталей (отсутствуют поршневые кольца и т. п.). Объемные насосы с вращательным движением рабочего органа (шестеренные, винтовые) конструктивно более просты и обеспечивают плавную подачу перекачиваемой жидкости. Эти насосы обычно применяют для перекачивания малых количеств вязких жидкостей. Для перекачивания загрязненных жидкостей данные насосы непригодны. Центробежные и осевые насосы. Эти насосы обеспечивают плавную и непрерывную подачу перекачиваемой жидкости при достаточно высоких значениях коэффициента полезного действия. Относительно простое устройство обеспечивает их высокую надежность и достаточную долговечность. Отсутствие поверхностей трения, клапанов создает возможности для перекачивания загрязненных жидкостей. Простота непосредственного соединения с высокооборотными двигателями способствует компактности насосной установки и повышению её к. п. д. Все эти достоинства лопастных насосов, прежде всего центробежных, привели к тому, что они являются основными насосами в химической промышленности. К недостаткам центробежных насосов относится ограниченность их применения в области малых производительностей и больших напоров, что объясняется снижением к. п. д. при увеличении числа ступеней для достижения высоких значений Н. Эти недостатки отсутствуют у вихревых насосов. Однако вследствие невысоких к. п. д. они находят ограниченное применение. Струйные насосы. Достоинствами этих насосов являются простота устройства, способность перекачивать жидкости с достаточно большим содержанием взвешенных частиц и высокая надежность в работе. В технике водоструйные насосы часто применяют для откачки воды из котлованов, скважин и т. д., а на крупных насосных установках в качестве вспомогательных, для отсасывания воздуха из корпусов основных насосов перед их запуском и для повышения всасывающей способности центробежных насосов. Пароструйные насосы используют для подачи воды в паровые котлы, создания вакуума и т. п. К недостаткам струйных насосов относятся низкий к.п.д. и необходимость подачи большого количества рабочей жидкости под давлением. Кроме того, струйные насосы можно применять только в том случае, если допустимо смешение перекачиваемой жидкости с рабочей. 1.18. Процесс всасывания и явление кавитации в центробежном насосе. Как определяется допустимая высота всасывания для всасывающей трубы насоса? Абсолютное давление при входе в рабочее колесо насоса должно быть больше упругости насыщенных паров перекачиваемюй жидкюсти при данной температуре. Если это условие не соблюдено, начинается парообразование, уменьшается производительность насоса; в конце концов происходит разрыв потока жидкости, и насос перестает подавать жидкость. Работа насоса с момента начала парообразования протекает в тяжелых условиях. При длительной работе насоса в таких условиях рабочее колесо разрушается. Явления, происходящие в насосе при парообразовании в начальной стадии и вплоть до прекращения (срыва) работы, имеют общее названиекавитации. Кавитация представляет собой сложный комплекс следующих явлений: — выделение пара и растворенных газов из жидкости в тех областях, где давление жидкости равно или меньше давления насыщенных паров ее. — местное повышение скорости движения жидкости в том месте, где возникло парообразование, и беспорядочное движение жидкости. — конденсация пузырьков пара, увлеченных потоком жидкости в область повышенного давления. Конденсация каждого из пузырьков приводит к резкому уменьшению объема и гидравлическому удару в микроскопических зонах; однако «бомбардировка» этими ударами большой площади кавитируемой поверхности приводит и к большим площадям разрушения. Многократно повторяющиеся механические воздействия при конденсации пузырьков вызывают механический процесс разрушения материала колеса, что является наиболее опасным следствием кавитации. — химическое разрушение металла в зоне кавитации кислородом воздуха, выделившегося из жидкости при прохождении ее в зонах пониженного давления. Этот процесс носит название коррозии. Коррозия, действующая одновременно с цикличными механическими воздействиями, снижает прочность металла. Допустимая высота всасывания насоса определяется следующим образом. Допустимая высота всасывания питательных и конденсагных насосов отрицательная, т.е. они расположены ниже уровня жидкости в приемном резервуаре и работают с подпором. Увеличение допустимой высоты всасывания насосов На допустимую высоту всасывания насосов оказывает также влияние явление кавитации. Однако при увеличении числа оборотов допустимая высота всасывания насоса уменьшается. Это ограничивает увеличение числа оборотов и, следовательно, увеличение коэффициента быстроходности. 1.19. Что называется гидроприводом, начертите принципиальную схему объемного гидроприрода и назовите его основные элементы. Назначение устройств гидропривода. Укажите преимущества, недостатки и основные области применения гидропривода. Гидроприводом называется совокупность устройств, предназначенных для приведения в движение механизмов и машин посредством рабочей жидкости, находящейся под давлением, с одновременным выполнением функций регулирования и реверсирования скорости движения выходного звена гидродвигателя. Гидроприводы в зависимости от типа используемых в них гидромашин делятся на объёмные гидроприводы и гидродинамические передачи. Объемный гидропривод — это гидропривод, в котором используются объемные гидромашины. Принцип действия объемного гидропривода основан на практической несжимаемости рабочей жидкости и на ее свойстве передавать давление по всем направлениям в соответствии с законом Паскаля. Рассмотрим работу простейшего объемного гидропривода, принципиальная схема которого приведена на рис. 1. Он состоит из двух гидроцилиндров 1 и 2, расположенных вертикально. Нижние полости в них заполнены жидкостью и соединены трубопроводом. Гидравлические приводы широко используют при автоматизации производственных процессов. Они применяются главным образом для осуществления поступательных перемещений с преодолением больших усилий, реже – для выполнения вращательного движения. Гидравлический привод состоит из насоса и гидродвигателей (гидроцилиндров), между которыми устанавливаются регулирующие и распределительные устройства, Регулирующие устройства (дроссель и клапаны) дают возможность изменять усилие и скорость перемещения штока цилиндра. Распределительные устройства (золотники и клапаны) обеспечивают включение, выключение, реверсирование гидродвигателей. Принцип работы гидравлического привода схематически показан на рис. 1. При перемещении золот¬ника распределителя в обрат¬ную рабочую позицию меня¬ется направление потока ра¬бочей жидкости и соответст¬венно направление движения штока цилиндра. В средней (нейтральной позиции) рас¬пределитель 4 с ручным управлением соединяет насос с баком гидросистемы, обеспе¬чивая разгрузку насоса от дав¬ления. В нерегулируемых гид-ромашинах скорость переме¬щения штока гидроцилиндра регулируется дросселирова¬нием потока рабочей жидкости в распределителе или с помощью регуляторов потока. Преимущества привода: а) возможность бесступенчатого регулирования скорости перемеще¬ния; б) незначительное изменение скорости перемещения; от нагрузки (из-за не сжимаемости рабочей жидкости); в) возможность перемещения рабочих органов машин до жёстких упоров без дополнительных предохранительных устройств; так как при¬вод при перегрузках останавливается; г) ослабление вредного влияния сил инерции, благодаря плавности перемещения поршня; д) незначительный износ деталей узлов привода, которые постоянно ннаходятся в масле, что обеспечивает надёжную работу механизмов. Недостатки привода: а) малый коэффициент полезного действия (при периодической работе привода насос работает непрерывно, а жидкость, нагреваясь, перекачивается на слив); б) сложность изготовления и высокая стоимость из-за большой точности изготовления деталей и узлов привода для обеспечения герметичности соединений; в) загрязнение рабочих машин и рабочего места вытекающей жидкостью при неисправности уплотнения. 1.20. Гидроустройства объемного гидропривода: гидроаппаратура, вспомогательные устройства и гидролинии. Гидравлический привод представляет собой систему машин и аппаратов для передачи механической энергии с помощью жидкости. В объемном гидравлическом приводе используется потенциальная энергия давления жидкости. Основными агрегатами гидропривода (рис. 1) являются насос и гидродвигатель. Насос служит для преобразования механической энергии приводного двигателя в энергию состояния рабочей жидкости, гидродвигатель преобразует энергию жидкости в механическую энергию. Управление работой гидропривода осуществляется с помощью механизмов, которые могут воздействовать на насос или гидродвигатель, изменяя их рабочие характеристики, а также на аппараты, устанавливаемые на пути потоков жидкости между насосом и гидродвигателем. Объемный гидравлический привод включает в себя также вспомогательные устройства (гидробаки, фильтры, уплотнения и т. п.). Объемный гидропривод — привод, содержащий в своем составе гидравлическиймеханизм, в котором рабочая жидкость находится под давлением, с одним или несколькими объемными гидродвигателями. Гидроустройство — техническое устройство, предназначенное для выполнения определенной самостоятельной функции в объемном гидроприводе посредством взаимодействия с рабочей жидкостью. Гидросистема — совокупность гидроустройств, входящих в состав объемного гидропривода. Объемная гидромашина — гидроустройство, предназначенное для преобразования энергии рабочей жидкости в процессе попеременного заполнения рабочей камеры рабочей жидкостью и вытеснения ее из рабочей камеры. Под рабочей камерой понимается пространство в объемной гидромашине, периодически изменяющее свой объем и попеременно сообщающееся с местами входа и выхода рабочей жидкости. Гидроаппарат(в качестве собирательного названия допускается применение термина «гидроаппаратура»)—гидроустройство, предназначенное для управления потоком рабочей жидкости. Под управлением потоком понимается изменение или поддержание заданных значений давления и расхода жидкости либо изменение направления, а также пуск и остановка потока рабочей жидкости. Кондиционер рабочей жидкости— гидроустройство, предназначенное для обеспечения необходимых качественных показателей и состояния рабочей жидкости. Гидроемкость— устройство, предназначенное для содержания рабочей жидкости в целях использования ее в процессе работы объемного гидропривода. Гидролиния — гидроустройство, предназначенное для движения рабочей жидкости или передачи давления от одного гидроустройства к другому. Гидроприводы поступательного, поворотного и вращательного движения — объемные гидроприводы, гидродвигателями которых являются соответственно гидроцилиндр, поворотный гидродвигатель и гидромотор. Гидроцилиндр — объемный гидродвигатель с поступательно-возвратным движением выходного звена. Поворотный гидродвигатель— объемный гидродвигатель с ограниченным поворотным движением выходного звена. Гидромотор — объемный гидродвигатель с неограниченным вращательным движением выходного вала. Насос-мотор — объемная гидромашина, предназначенная для работы как в режиме объемного насоса, так и в режиме гидромотора. Объемный насос — объемная гидромашина, предназначенная для преобразования механической энергии привода в энергию потока рабочей жидкости. Объемный гидродвигатель — объемная гидромашина, предназначенная для преобразования энергии потока рабочей жидкости в энергию выходного звена. Модуль 2. «Разрушение горных пород», «Буровое оборудование» и «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» 2.1. Основные сведения о горных породах, слагающих нефтяные и газовые месторождения. Механические свойства твердых тел: упругие, пластические и прочностные. Способы разрушения горных пород. Месторождения могут быть нефтяными, газоконденсатными, газонефтяными. Существование в земной коре двух основных геологических структур — геосинклиналей и платформ предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса: 1 класс — месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях; 2 класс – месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях. Промышленная ценность месторождения определяется не только его размерами, но в значительной степени и физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии. Породы нефтяной (газовой) залежи характеризуются пористостью, проницаемостью, гранулометрическим составом, удельной поверхностью, карбонатностью, сжимаемостью и насыщенностью нефтью, газом и водой. Эти параметры пород продуктивного пласта необходимы для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений. Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом. Различают пористости полную (абсолютную, физическую) и открытую, характеризующиеся соответствующими коэффициентами. Коэффициентом полной (абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр. Измеряется пористость в долях единицы или в %. В долях единицы mп = ; в % mп = · 100. Коэффициентом открытой пористости mo называется отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца. Статическая полезная емкость коллектора Vcт характеризует относительный объем пор и пустот, которые могут быть заняты жидкостью или газом. Динамическая полезная емкость Vдин. характеризует относительный объем пор и пустот, через которые фильтруются или могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте. Твердым телом в механике называется неизменимая система материальных точек, т.е. такая идеализированная система, при любых движениях которой взаимные расстояния между материальными точками системы остаются неизменными (материальные точки — достаточно малые макроскопические частицы). Силы притяжения и отталкивания обуславливают механическую прочность твердых тел. т. е. их способность противодействовать изменению формы и объема. Растяжению тел препятствуют силы межатомного притяжения, а сжатию — силы отталкивания. Недеформируемых тел в природе не существует. Деформация — изменение формы или объема тела под действием внешних сил. Деформация может быть упругая или неупругая. Упругая деформация — деформация, при которой после прекращения действия силы размеры и форма тела восстанавливаются. Способ разрушения горных пород и тип породоразрушающего инструмента должны соответствовать целям и задачам исследований. Известно, что бурение скважин долотами различных типов без отбора керна обеспечивает не только более высокую механическую скорость, но и углубление за рейс по сравнению с колонковым бурением. Однако в связи с тем, что до сих пор достоверную информацию о строении земной коры получают из скважины в основном по керну, колонковое бурение пользуется наиболее широким распространением. 2.2. Характеристики механических и пластических свойств горных пород. Твердость горных пород. Определение показателей механических свойств горных пород методом статистического вдавливания штампа. Определение показателя абразивности методом эталонных стержней. Механические свойства горных пород -способность горных пород реагировать на внешнее воздействие. Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс бурения: — упругость; — пластичность; -прочность (твердость); — абразивность; -сплошность. Пластические свойства горных пород еще недостаточно изучены. Вместе с тем эти свойства весьма важно знать при проектировании, процессов искусственного воздействия на призабойную зону скважин. Поэтому изучению пластических свойств пород в последние годы уделяется возрастающее внимание. Пластические свойства горных пород оказывают существенное влияние на механическую скорость бурения: при изменении коэффициента пластичности в 4 раза механическая скорость проходки уменьшается в среднем в 2 раза для различных типов долот. По методу Л. А. Шрейнера твердость горной породы определяют с помощью штампа, имеющего плоскую опорную поверхность. Площадь контактной поверхности штампа может варьировать от 1 до 10 мм2 в зависимости от размера минеральных зерен, структуры и текстуры породы. Для определения механических свойств горных пород методом вдавливания штампа необходимы образцы пород высотой 30 — 50 мм и диаметром 40 — 60 мм. Эти образцы должны иметь две плоскопараллельные шлифованные поверхности. Абразивность горных пород обусловливает долговечность бурильного и породоразрушающего инструментов и, следовательно, оказывает большое влияние на выбор техники и технологии бурения. Для определения показателей абразивности применяют два метода: метод изнашивания эталонного стержня ( метод сверления) и метод изнашивания вращающегося диска. 2.3. Напряженное состояние горных пород, окружающих скважину. Горное и пластовое давление. Условия устойчивости скважины. Гидроразрыв пласта. Влияние жидкости в скважине на прочность горных пород. При бурении скважин наряду с обеспечением эффективного разрушения горных пород на забое необходимо обеспечить устойчивость их стенок. (До сих пор нет единой точки зрения на механизм потери устойчивости пород). Вследствие потери устойчивости горных пород в скважине происходят обвалы (каверны) и сужения (выпучивание) стволов. Практикой установлено, что каверны образуются, главным образом, в глинистых породах, а сужения — в толщах каменных солей, гипса и глинистых породах. Главные причины, вызывающие эти осложнения, заключаются в следующем: характер напряженного состояния пород в приствольной зоне скважин и физико-химические свойства буровых растворов. Давление является одним из основных источников энергии в природных резервуарах и нефтегазоносных комплексах и на этом основании является одним из основных факторов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Различают два основных вида давлений: горное и пластовое. Горное давление — это давление, под которым находится горная порода в какой-либо точке литосферы Земли. Оно создается суммарным действием геостатического и геодинамического давления. Пластовое давление — это давление, под которым находятся жидкости и газы, заполняющие поровое пространство пород-коллекторов. Пластовое давление определяет силу, движущую флюиды в природных резервуарах и является важным параметром, характеризующим энергетический потенциал залежей нефти и газа в недрах, а также определяет их фазовое состояние и состав. Вода в пласте может находиться в статических и динамических условиях, то есть быть подвижной или неподвижной, но в обоих случаях наряду с понятием «пластовое давление», как синоним, используют и другое понятие: «гидростатическое давление». Потеря устойчивости и разрушение стенок скважины могут возникнуть при достижении предельного состояния прочности горных пород. При этом может происходить хрупкое разрушение или пластическое течение. Для оценки предельного состояния горных пород на стенках скважины используют условие текучести Мизеса. Гидроразры́в пласта́(ГРП) — один из методов интенсификации работынефтяныхигазовыхскважин и увеличения приёмистостинагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода,конденсат,нефтьлибо их смесь) к забою скважины. Технология осуществления ГРП включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва нефтеносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент —проппант(обработанный кварцевый песок), в карбонатных — кислота, которая разъедает стенки созданной трещины. При бурении скважин наряду с обеспечением эффективного разрушения горных пород на забое необходимо обеспечить устойчивость их стенок. (До сих пор нет единой точки зрения на механизм потери устойчивости пород). Вследствие потери устойчивости горных пород в скважине происходят обвалы (каверны) и сужения (выпучивание) стволов. Практикой установлено, что каверны образуются, главным образом, в глинистых породах, а сужения — в толщах каменных солей, гипса и глинистых породах. Главные причины, вызывающие эти осложнения, заключаются в следующем: характер напряженного состояния пород в приствольной зоне скважин и физико-химические свойства буровых растворов. 2.4. Классификация породоразрушающего инструмента по назначению и по характеру воздействия на горные породы. Принцип работы различных типов долот, конструктивные особенности и область применение. Породоразрушающий инструмент (ПРИ) предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины. I. По принципу разрушения породы ПРИ подразделяется на 3 группы: 1) ПРИ режуще-скалывающего действия – применяется для разбуривания вязких, пластичных и малоабразивных пород небольшой твердости; 2) ПРИ дробяще-скалывающего действия – применяется для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких; 3) ПРИ истирающе-режущего действия – применяется для бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами средней твердости и даже твердыми. II. По назначению ПРИ подразделяется: · Для бурения сплошным забоем (без отбора керна) – буровые долота; · Для бурения по кольцевому забою (с отбором керна) – бурголовки; · Для специальных работ в пробуренной скважине (выравнивание и расширение ст Основная особенность алмазных долот – наличие в них алмазных режущих элементов, т.е. алмазов (природных или синтетических) той или иной величины (крупности). В буровых долотах обычно используют наименее ценную разновидность природного алмаза, именуемой карбонадо (абразивные технические алмазы), или черным алмазом, которые характеризуются меньшей твердостью, но значительно большей вязкостью, что в условиях бурения чрезвычайно важно.Технические показатели алмазных долот во многом зависят от качества и размеров алмазов. Работоспособность алмазного долота в наибольшей степени, чем инструмента любого вида, зависит от чистоты ствола и забоя и качества промывки. При наличии металла или твердого сплава (даже в малом количестве) или крупных обломков крепких пород на забое происходит образование выбоин, выкрашивание или раскалывание алмазов и быстрое разрушение долота.Природные и синтетические алмазы размещают в специальной матрице (обычно медно-твердосплавной), составляющей единое целое с нижней частью стального полого цилиндрического корпуса долотаПри бурении твердых, крепких и абразивных пород износ матрицы интенсивнее, поэтому во избежание излишнего обнажения алмазов матрица у долот для твердых абразивных пород должна быть наиболее износостойкой. вола) и в обсадной колонне (разбуривание цементного камня и т.д.). 2.5. Керноприемные устройства. Особенности работы и конструкции бурильных головок. Основные показатели, характеризующие отбор керна. Факторы, вызывающие разрушение керна. Керноприемное устройство, компоновка низа бурильной колонны ( КНБК) и выбранный режим бурения должны обеспечить снижение до минимума факторов, отрицательно влияющих на процесс образования и сохранность керна. К таким фактором относятся продольный изгиб, вибрации инструмента и размыв керна при неоправданно высоких скоростях истечения промывочной жидкости из каналов бурильной головки. Бурильные головки, как и долота, различаются по классу, типу, принципу воздействия на забой, материалу вооружения и конструкции основных рабочих элементов. Бурильные головки в отличие от долот не бывают гидромониторными.Более того, в их конструкциях предусмотрены меры по защите керна от прямого воздействия струй промывочной жидкости, а при проектировании режима бурения накладываются ограничения на количество подаваемой на забой жидкости. Колонковые долота могут иметь стационарную или съемную колонковую трубу. При этом диаметр стационарной трубы всегда больше, чем съемной. Поэтому бурильные головки, предназначенные для работы с разными керноприемными устройствами, имеют разные соотношения диаметров их кернообразующих отверстий и самих головок. Отбор керна и его исследование являются наиболее важными видами работ при структурном бурении. Нормы выноса керна в каждом случае ( применительно к условиям того или иного района и даже скважины) могут быть уменьшены или увеличены в зависимости от задач и опыта бурения в данном районе. Идеальный керн бывает только при идеальных геологических условиях. В остальных случаях в процессе бурения столбик породы частично, а иногда и полностью, разрушается, и на поверхность поднимается только 20 – 50% керна или керн без некоторых составных прослоев пород. Что же происходит в процессе бурения с обуреваемой коронкой породой, которая должна составлять керн? Действительно, на образующийся столбик породы действует ряд факторов, главных из которых три: — воздействие потока очистного агента; — вращение колонковой трубы; — разрушение керна резцами коронки. Эти факторы могут действовать – разрушать керн, поодиночке или, чаще, совместно. Поток промывочной жидкости при обычной прямой циркуляции – враг керна номер один! Прямой поток воздуха в меньшей степени, но тоже способствует разрушению керна. Поток промывочной жидкости либо прямо способствует разрушению керна, либо помогает разрушать керн другим факторам. Первое основное прямое воздействие потока жидкости в мягких породах размывание образующегося столбика керна за счет силового воздействия струи жидкости (рис. 55а). Струя жидкости, выходящая из переходника, ударяет по верхнему концу столбика керна, далее двигаясь с большой скоростью в узком кольцевом сечении между керном и внутренней стенкой колонковой трубы, продолжает размывать керн, При бурении в наиболее рыхлых породах керн может полностью размываться и бурение фактически становится бескерновым. Второй случай разрушения керна промывочной жидкостью – растворение породы, составляющей керн, если это растворимые породы, например отложения солей. Третий вариант – расплвление при бурении мерзлых, льдистых пород. 2.6. Основные сведения о буримости горных пород. Показатели работы породоразрущающего инструмента. Выбор рациональных типов долот. Буримость горных пород отражает комплексную характеристику породы, зависящую от твердости, абразивности, трещи нов атости, пластичности, применяемых породоразрушающих инструментов, параметров режима бурения и др. В связи с этим буримость определяется раздельно для каждого вида инструмента и способа бурения. В качестве количественного показателя буримости принята механическая скорость бурения им или величина, обратная ей, — чистое время бурения 1 м скважины. Породоразрушающий инструмент ( ПРИ) предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины. Породоразрушающий инструмент выполняет основную роль в процессе образования ствола скважины в массиве горной породы. При вращательном способе бурения буровое долото разрушает породу с помощью зубьев, твердосплавных штырей или лопастей, выполненных на рабочей поверхности инструмента, которые при вращательном движении поражают различные участки забоя и обеспечивают углубление скважины. Ввиду многообразия способов бурения и физико-механических свойств горных пород породоразрушающие инструменты изготавливаются различных типов по действию и конструктивному исполнению. Выбор рациональных типов долот осуществляется по Обобщенной классификационной таблице соответствия типов шарошечных долот свойствам горных пород (ОКТ) (рис 2.1) или по Классификационной таблице парных соответствий категорий твердости и абразивности пород типам шарошечных долот (КТС) (рис.2.2). Рис.2.1. Обощённая классификационная таблица соответствия типов шарошечных долот свойствам горных пород Рис.2.2. Классификационная таблица парных соответствий категорий твердости и абразивностя пород типам шарошечных долот. 2.7. Состав и функции бурильной колонны, виды труб и замков, бурильные свечи; соединительные резьбы на них. Бурильная колонна является связующим звеном между буровым оборудованием, расположенным на дневной поверхности, и скважинным инструментом (буровое долото, испытатель пластов, ловильный инструмент и др.), используемым в рассматриваемый момент времени для выполнения какой-либо технологической операции в скважине. Функции бурильной колонны определяются проводимыми в скважине работами. Бурильная колонна (за исключением появившихся в последнее время непрерывных труб) составляется из бурильных труб, соединяющихся между собой при помощи бурильных замков или без них. В последнем случае трубы соединяются при помощи замковых резьб, нарезаемых непосредственно на трубах, и называются беззамковыми, или трубами цельной конструкции. Бурильный замок состоит из замковой муфты и замкового ниппеля, которые присоединяются к бурильной трубе с помощью трубной резьбы или методом сварки трением (стальные трубы), а муфта и ниппель соединяются между собой с помощью замковой резьбы. Такие трубы называются трубами сборной конструкции. Нарезка резьбы или приварка замков выполняется по высадке труб. Высадкой называется значительное местное увеличение толщины стенки труб для обеспечения их прочности. В составе бурильной колонны непосредственно над долотом или забойным двигателем всегда устанавливаются утяжеленные бурильные трубы (УБТ), которые, имея кратно большие, по сравнению с обычными бурильными трубами, массу и жесткость, позволяют создавать необходимую нагрузку на долото и обеспечивают достаточную жесткость низа инструмента во избежание его продольного изгиба и неуправляемого искривления ствола скважины. УБТ используются также для регулирования колебаний низа бурильной колонны в сочетании с другими ее элементами, такими как: центраторы, калибраторы, стабилизаторы, фильтры, металлошламоуловители, обратные клапаны, иногда специальные механизмы и устройства (расширители, маховики, забойные механизмы подачи, волноводы, резонаторы, амортизаторы продольных и крутильных колебаний, протекторные кольца и др.), имеющие соответствующее назначение. Для управляемого искривления скважины в заданном направлении или же, напротив, для выправления уже искривленного ствола в состав бурильной колонны включают отклонители, а для сохранения прямолинейного направления скважины используют специальные компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Бурильная свеча — часть бурильной колонны, неразъемная во время спуско-подъемных операций. Состоит из двух, трех или четырех бурильных труб, свинченных между собой. Использование бурильных свеч сокращает время на спуско-подъемные операции и уменьшает износ механизмов и инструмента, предназначенного для свинчивания и развинчивания бурильных свечей. Длина бурильной свечи определяется высотой вышки буровой установки. 2.8. Напряжения и нагрузки, испытываемые бурильной колонной. Принципы расчета бурильных колонн. В процессе бурения на бурильную колонну действуют различные силы и моменты. К ним в общем случае относятся: растягивающие силы от собственного веса; растягивающие гидравлические нагрузки за счет перепада давления в забойном двигателе и долоте; силы внутреннего и наружного давления промывочной жидкости; силы взаимодействия колонны со стенками скважины (силы трения); силы инерции самой колонны, так и промывочной жидкости; изгибающие моменты на участках естественного и искусственного искривления ствола скважины; осевая сжимающая сила в нижней части колонны; крутящий момент при вращении колонны; изгибающий момент за счет потери колонной прямолинейной формы; динамические составляющие продольных и поперечных сил, изгибающего и крутящего моментов за счет различного рода колебаний колонны. Совместное действие всех этих сил и моментов приводит к тому, что бурильная колонна находится в условиях весьма сложного напряженного состояния. В связи с тем, что при проектировании и расчетах бурильной колонны практически невозможно учесть все нагрузки, а некоторые из них не поддаются точному определению, поэтому рассматриваются только основные, наиболее существенные и опасные. К их числу относятся растягивающие силы, крутящий и изгибающие моменты, наружное и внутреннее избыточные давления промывочной жидкости. Максимальная растягивающая нагрузка в колонне имеет место в верхней части, а сжимающая в нижней; максимальный крутящий момент приложен к колонне в верхней части при роторном способе бурения, и в нижней при бурении забойными двигателями. Максимальный изгибающий момент за счет потери колонной прямолинейной формы приложен в нижней части. Однако в связи с тем, что колонна может быть составлена из бурильных труб разного диаметра с разной толщиной стенки, напряжения, возникающие в них, даже при нагрузках меньших, чем максимальные, могут превысить допустимые. Поэтому необходимо проводить расчеты напряжений для опасных сечений и сравнивать их с допустимыми для материала используемых бурильных труб. При расчетах на статическую прочность в вертикальной скважине определяются суммарные напряжения в верхних сечениях секций в момент отрыва долота от забоя, т.к. в этом случае на колонну действуют максимальные нагрузки. В наклонно направленных скважинах, кроме этого, определяются суммарные напряжения в верхних точках участков искривления, где дополнительно появляются напряжения изгиба. При расчетах на сопротивление усталости определяются суммарные напряжения для нижних сечении всех секций, т.к. в этом случае имеет место максимальный изгиб за счет потери КБТ прямолинейной формы. В процессе эксплуатации бурильные колонны испытывают различные по характеру и величине нагрузки. Согласно принятой методике, бурильные колонны рассчитывают на прочность от действия собственного веса, передаваемого крутящего момента и изгиба, вызванного потерей устойчивости в результате вращения. Нагрузки, возникающие в процессе ликвидации прихватов, разгона и торможения бурильной колонны при спуско-подъемных операциях, а также в результате трения о стенки скважины и вибраций, создаваемых долотом и забойным двигателем, учитываются при выборе необходимого запаса прочности. Расчетные нагрузки зависят от конструкции бурильной колонны, способов и режимов бурения, поэтому они определяются после предварительного выбора режима бурения и типоразмеров утяжеленных и бурильных труб. Диаметр УБТ выбирают в зависимости от диаметра долота и ожидаемых условий бурения (табл. У.5). При роторном бурении используют УБТ, диаметр которых составляет 0,65—0,85 диаметра долота. Предпочтительны УБТ возможно большего диаметра. При бурении забойными двигателями диаметр УБТ обычно принимают равным диаметру используемого забойного двигателя. 2.9. Конструкции забойных двигателей – (турбобуры и ВЗД) и их технико-технологические характеристики. Турбобур — многоступенчатая гидравлическая турбина. К валу турбины присоединяется долото, каждая ступень состоит из диска и ротора. Конструкция турбобура -Корпус -Турбинный вал -осевая опора -статоры -радиальные опоры -канал Осевой и турбинный валы турбобура соединены с помощью резьбы. Статор жестко соединен с корпусом турбобура. Поток бурового раствора в статоре меняет свое направление и поступает в ротор, отдавая часть мощности на вращение лопастей ротора. Принцип действия турбобура Турбобур устанавливается непосредственно над бурильным элементом (породоразрушающим), из-за этого источником энергии для него является давление потока жидкости. Поток жидкости подается в первую ступень турбобура через бурильную колонну, после чего в статоре формируется направление потока жидкости. Таким образом статор — направляющий аппарат турбины. Жидкость под действием давления проходит через все ступени турбобура(его турбины), создавая реактивный момент. Винтовые забойные двигатели предназначены для бурения наклонно-направленных, глубоких, вертикальных, горизонтальных и других скважин. Так же применяется для разбуривания песчанных пробок, цементных мостов, солевых отложений и тд. Применяется в нефтегазовой и нефтегазодобывающей областях Диаметр винтовых забойных двигателей обычно составляет 54-230 мм и применимы в бурении и капитальном ремонте скважин. Составляющие Винтовые забойные двигатели так же имеют в своем составе: Шарошечные долота Безопорные долота Бурильные головки (обеспечивают требуемый зазор мажду корпусом двигателя и стенками скважин) ВЗД эксплуатируются при использовании буровых растворов плотностью не более 2000 кг/м3, включая аэрированные растворы (и пены при капитальном ремонте скважин), с содержанием песка не более 1 % по весу, максимальным размером твердых частиц не более 1 мм, при забойной температуре не выше 373 К. По принципу действия ВЗД является объемной (гидростатической) машиной, многозаходные рабочие органы которой представляют собой планетарно-роторный механизм с внутренним косозубым зацеплением. 2.10. Классификация буровых установок. Методы и средства монтажа бурового оборудования; требования к надежности оборудования. Буровые установки применяются на воде и на суше и зачастую могут выполнять несколько видов работ. Буровую установку для бурения конкретной скважины выбирают по допустимой нагрузке на крюке, которую не должен превышать вес наиболее тяжелой обсадной колонны (в воздухе). При выборе типоразмера и модели установки данного класса учитываются конкретные геологические, климатические, энергетические и дорожно-транспортные условия бурения. В соответствии с этим выбирается тип привода (дизельный или электрический), а также схема монтажа и транспортировки буровой установки. Каждая компания по производству буровых установок выпускает свои модификации машин, которые не всегда подпадают под четкую классификацию. Поэтому можно сказать, что существует множество различных подходов к классификации буровых установок. Буровые установки можно подразделять по: 1) способу передвижения: a) самоходные b) несамоходные 2) дислокации: a) наземные b) плавучие – i. МСП (морские стационарные платформы) (рис.1) ii. ПББУ (полупогружная буровая установка) (рис.2) iii. СПБУ (самопогружная буровая установка) (рис.3, рис.4) 3) виду работ: a) для разведочного бурения b) для эксплуатационного бурения. Существует три метода монтажа буровых установок: обычный (индивидуальный), мелкоблочный и крупноблочный. Обычный метод монтажа буровых установок заключается в индивидуальном монтаже оборудования и строительстве сооружений установки с применением фундаментов однократного использования. В этом случае строят бетонные или деревянные фундаменты отдельно под каждый агрегат установки. При повторном монтаже буровую установку разбирают на агрегаты и узлы и перевозят на универсальном транспорте на новую точку бурения, где вновь строят фундаменты, сооружения и монтируют оборудование. Обычный метод монтажа буровых установок связан с большим комплексом трудоемких работ (строительных, плотничных, слесарных, подсобно-вспомогательных и др.), выполняемых на месте монтажа, что вызывает удлинение срока монтажа буровых установок. Поэтому этот метод в настоящее время применяется очень редко, только при монтаже буровых установок большой грузоподъемности. Мелкоблочный метод монтажа буровых установок заключается в том, что агрегаты и узлы установки монтируют не на бетонных или деревянных фундаментах, а на металлических основаниях. Количество мелких блоков буровой установки определяется конструкцией установки, условиями разработки месторождения и географическими условиями, обычно буровая установка расчленяется на 15-20 мелких блоков. Габаритные размеры и вес мелких блоков позволяют перевозить их на универсальном транспорте или волоком, а в труднодоступных районах — на вертолетах. Этот метод монтажа буровых установок широко применяют в разведочном бурении, а в некоторых районах и в эксплуатационном бурении, когда местные условия не позволяют перевозить установки крупными блоками. Крупноблочный метод монтажа буровых установок заключается в перевозке агрегатов и узлов установки крупными блоками на специальном транспорте (тяжеловозах), установке блоков на фундаменты и соединении коммуникаций между ними. При этом буровую установку расчленяют на два-три блока весом по 60-120 т. 2.11. Понятие о режимах бурения скважин и их параметрах; выбор параметров режима бурения применительно к выбранному способу бурения и оборудованию, влияние параметров режима бурения на технико-экономические показатели бурения. Режим бурения – это совокупность тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы, определяют интенсивность износа долота и которыми можно управлять в процессе работы долота на забое. Оптимальный режим бурения – обеспечивает наилучшие показатели работы долота и углубления скважины (интервала). Специальный режим бурения – обеспечивает выполнение специальных операций (набор или стабилизация угла наклона ствола скважины; предотвращение искривления ствола скважины; отбор керна; вскрытие продуктивного пласта; аварийные работы в скважине и др.). Факторы, определяющие режим бурения, называются параметрами режима бурения. Основные параметры режима бурения: n Расход бурового раствора Q, м3/с (л/с) — — обеспечивает полную и своевременную очистку забоя и скважины от шлама, а также работу ГЗД. — условие очистки забоя: Q1=qуд Fз (qуд = 0,57 – 0,65 м/с) — условие выноса шлама: Q2 = V Fк (V = 0,4 – 0,6 м/с) — условие работы ГЗД ; n Осевая нагрузка на долото G, кН (тс) — создает необходимое усилие для разрушения горной породы на забое. G = g D (g = 1,5 – 15 кН/см); n Частота вращения долота n, с-1 (об/мин) — — оказывает влияние на скорость углубления забоя. — низкооборотный режим n < 150 об/мин - среднеоборотный режим n = от 150 до 450 об/мин - высокооборотный режим n = от 450 до 750 об/мин . n Плотность, кг/м3 (г/см3) - масса единицы объема жидкости, кг/м3 (г/см3), характеризует гидростатическое давление столба жидкости в скважине и определяет гидравлические потери при циркуляции. n и другие свойства бурового раствора. Выбор способа бурения скважин зависит от целого ряда факторов, основными из которых являются: целевое назначение скважины, тип полезного ископаемого, физико-механические свойства горных пород. В практике бурения встречаются случаи, когда необходимо подбирать параметры режима бурения для решения специ¬альных задач - обеспечить качественные показатели. Коли¬чественные показатели бурения в этом случае второстепенны. Такие режимы бурения называются специальными. К ним относятся режимы бурения, применяемые в неблагоприятных геологических условиях, а также режимы бурения, использу¬емые при изменении направления оси ствола скважины (бурение наклонных и горизонтальных скважин), отборе керна и прочее. Качественное формирование ствола всегда должно быть определяющим. Механическое разрушение горных пород (углубление) при бурении долотом является сложным физическим процессом. Это связано с тем, что влияние параметров режима бурения на его показатели всегда носит комплексный характер. 2.12. Спускоподъемный комплекс буровой установки, основные правила и нормы, методы и средства монтажа оборудования СПК; основные правила эксплуатации оборудования. Изобретение относится к буровым установкам. Спускоподъемный комплекс буровой установки содержит платформу основания, установленную вокруг секций ротора, и вертлюг, расположенный над центром секций ротора. На платформе основания установлена пространственная рама с вертикальными направляющими. В направляющих расположены катки осей балансиров телескопических механизмов. Концы балансиров опорами качания попарно соединены короткими осями. Верхние балансиры телескопических механизмов соединены длинной осью, на которой закреплен вертлюг. На платформе основания также расположены гидроцилиндры подъема секций телескопических механизмов. Головки верхних секций гидроцилиндров соединены осью, на которой на опорах качания установлены середины верхних балансиров нижней секции телескопических механизмов. Середины нижних балансиров этой секции на опорах качания установлены на оси, зафиксированной на пространственной раме. Изобретение обеспечивает автоматизацию спускоподъемных операций и расширение эксплуатационных и компоновочных характеристик буровой установки. Изобретение относится к нефте- и газодобыче, к буровым установкам. Известны БУ (буровые установки), содержащие различные комплексы оборудования. БУ - это комплекс или система специализированных сборочных единиц, выполняющих в процессе бурения скважины определенные функции и установленные на специальных основаниях для кинематической связи и транспортирования их. БУ - это временное сооружение, так как в условиях эксплуатации многократно меняет свое местоположение. Поэтому все комплексы располагают на основаниях, которые представляют собой сварную металлоконструкцию, сохраняя, по возможности, кинематическую связь при транспортировании. Эти буровые установки конструктивно сложны и металлоемки. БУ (буровая установка) содержит следующие комплексы оборудования: для спускоподъемных операций; для работы с трубами; для циркуляции раствора; для подготовки и распределения воздуха; для электроснабжения; для водоснабжения и обогрева; противовыбросовое; для управления и контроля за процессом бурения; для заканчивания скважин; для охраны окружающей среды; для транспортирования блоков и модулей; для соцкультбыта; для механизации ремонтных и погрузочно-разгрузочных работ. Важную роль имеет комплекс оборудования для удержания на весу труб и инструмента, а также для проведения спускоподъемных операций. Данный комплекс оборудования предназначен для удержания обсадных труб и инструментов на весу, для спуска и подъема бурильной колонны, а также для различных вспомогательных работ. К вспомогательным работам относятся подъем и опускание вышки, замена оборудования на вышечном основании, установка превенторов и т.д. К данному комплексу относится следующее оборудование: буровая лебедка с приводом; вышка с механизмом подъема; талевая система, в которую входят кронблок, крюкоблок (крюк, тальблок), талевый канат (трос); механизм крепления и перепуска неподвижного конца; приспособление для установки бухты талевого каната. 2.13. Насосно-циркуляционный комплекс буровой установки: буровые насосы; оборудование циркуляционной системы; расчеты, связанные с приспособлением характеристик буровых машин и механизмов к технологическим условиям; требования к надежности оборудования; основные правила и нормы, методы и средства монтажа и эксплуатации оборудования ЦС. 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. Буровой насос — насос, применяемый на бурильных установках с целью обеспечения циркуляции бурового раствора в скважине. Для промывки используется высокое давление, которое создаёт этот насос. Буровой насос бывает двух-и трёхцилиндровый. Основное предназначение бурового насоса - это обеспечить циркуляциюбурового шлама и предотвратить его оседание в процессе бурения, а также подъём разбуриваемой породы на поверхность. Буровой насос очищает забой и скважину от породы. Оборудование циркуляционной системы, дизель-электрический агрегат, баки для топлива и смазки, компрессорная станция и воздухосборники, электрические распределительные устройства, котельная установка и другое вспомогательное оборудование размещены на металлических основаниях санного типа, свариваемых из отработанных труб. В конструкцию оснований входят укрытия для обслуживающего персонала и установленного оборудования, а также воздушные, гидравлические и электрические коммуникации. Все коммуникации имеют быстроразъемные соединения, облегчающие монтажно-демонтажные работы. 2.14. Противовыбросовое оборудование: выбор оборудования, расчеты, связанные с приспособлением характеристик к технологическим условиям; монтаж ПВО; основные правила эксплуатации; требования к надежности оборудования. Противовыбросовое оборудование (ПВО) используется для гурметизации устья скважины в процессе сооружения скважины, и при испытании продуктивных пластов. Комплект противовыбросового оборудования включает: – плашечный, универсальный, вращающийся превенторы; – систему ручного и дистанционного управления превенторами, – систему обвязки с задвижками высокого давления, которые имеют дистанционное управление. Противовыбросовое оборудование включает превенторы, герметизирующие устье скважины; манифольды, предназначенные для обвязки превенторов с целью воздействия на скважину; системы дистанционного управления превенторами и задвижками манифольда. При бурении нефтяных и газовых скважин применяют плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы. Над колонной головкой, связывающей наружные концы спущенных в скважину колонн обсадных труб, устанавливают 2 плашечных превентора, снабжённых парными трубными и глухими плашками. При возникновении опасности фонтанирования, под давлением нагнетаемой в гидроцилиндры превентора жидкости либо посредством штурвалов, плашки перемещаются во встречном направлении и перекрывают устье скважины, закрывая выход нефти и газа. Превентор с трубными плашками используется для герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и бурильными трубами. Второй превентор, снабжённый глухими плашками, используется при отсутствии бурильных труб в скважине. Универсальный превентор устанавливается над плашечными превенторами. Резинометаллическая манжета универсального превентора посредством конического плунжера, перемещающегося под давлением нагнетаемой жидкости, обжимается и перекрывает ствол скважины при наличии и отсутствии бурильной колонны. Универсальный превентор в отличие от плашечного позволяет протаскивать вверх и вниз инструмент, находящийся в скважине, не нарушая при этом её герметичности. Вращающийся превентор устанавливают над универсальным и используют при вращении и расхаживании бурильной колонны. Самоуплотняющаяся резинометаллическая манжета устанавливается на нижнем конце ствола, вращающегося на подшипниках превентора. Ввиду технических и технологических сложностей, возникающих при бурении скважин с аномально высокимпластовым давлением, вращающиеся превенторы используются в редких случаях. Манифольд состоит из линии глушения фонтанов, по которой производится закачка в скважину утяжелённого раствора, и линии дросселирования, используемой для восстановления равновесия гидростатического и пластового давлений. Управление превенторами и задвижками манифольда осуществляется посредством гидравлических и механических приводов с основным и вспомогательным пультов, расположенных на безопасном расстоянии от устья скважины. Наличие 2 сблокированных пультов обеспечивает необходимую надёжность системы управления противовыбросового оборудования. Состав, основные параметры и типовые схемы монтажа противовыбросового оборудования регламентируются ГОСТом. Наиболее распространённой является трёхпревенторная схема с 2 линиями манифольда. 2.15. Особенности бурения наклонно-направленных скважин, технология искусственного отклонения, расчеты профиля. Компоновки для бурения направленных скважин. Наклонно-направленной скважиной называется скважина, спе¬циально направленная в какую-либо точку, удаленную от верти¬кальной проекции ее устья. Наклонное бурение в настоящее время широко применяется при бурении скважин на нефть, газ и твер¬дые полезные ископаемые. Существует два способа буре¬ния наклонных скважин: роторный, представляющий собой прерывистый процесс ис¬кривления ствола скважины последовательными зарезками (ухо¬дами в сторону); забойными двигателями, обеспечивающий непрерывный про¬цесс искривления ствола скважины. В Российской Федерации подавляющее большинство наклон¬но-направленных скважин бурят с применением забойных двига¬телей, тогда как за рубежом преобладает бурение таких скважин роторным способом, а забойные двигатели в основном использу¬ют только на участке набора кривизны в заданном направлении. Отечественные и зарубежные специалисты считают наиболее пер¬спективными для набора кривизны в заданном направлении вин¬товые забойные двигатели. Эти двигатели имеют гораздо большую Мощность, чем турбобуры, более низкую частоту вращения вала, благоприятно сказывается при наборе кривизны. Назначение отклоняющих устройств -создание на долоте отклоняющего усилия или наклона оси до¬лота к оси скважины в целях искусственного ис¬кривления ствола скважины в заданном или про¬извольном направлении. Их включают в состав компоновок низа бурильных колонн. Они отли¬чаются своими особенностями и конструктив¬ным выполнением. Отклоняющие приспособления, применяемые при роторном бурении, и технология бурения наклонно-направленных скважин имеют свои особенности. В этом случае отклонители используются только в начальный момент для придания стволу нужного направления. Количество установок отклоняющих приспособлений, которые необходимы для обеспечения заданного искривления скважины, определяет способность проходимых пород и пластов этих пород отклонять ствол скважины от проектного направления. Искусственное искривление ствола скважины осуществляется подбором соответствующих компоновок низа бурильной Колонны при определенных режимах бурения. Компоновка низа бурильной колонны для направленного бурения состоит из долота, соединенного посредством шарнирной муфты с валом забойного двигателя. Муфта расположена внутри переводника, соединенного под углом с корпусом забойного двигателя. Корпус двигателя соединен с немагнитной утяжеленной бурильной трубой, внутри которой размещены измерительный модуль, микропроцессор и блок питания. Немагнитная труба с помощью вертлюжного соединения подвешена на бурильных трубах. В верхней части немагнитной трубы расположен прерыватель ее связи с бурильными трубами с фиксатором.