элеватор нефтяная

вебасто транспортер т5 предохранитель

Наклонная камера — неотъемлемая часть системы, которая размещается посередине между жаткой и молотилкой комбайна. Главная ее задача — доставка травы, которую скосили, фиксация жатки, ее привода. Как правило, после длительного использования камеры наклонного типа, ее детали изнашиваются. Купить новые запчасти можно на сайте компании «ПрофАгро».

Элеватор нефтяная элеваторы прямые

Элеватор нефтяная

Кмз конвейерного оборудования зао курган посмейте

РОЛЬГАНГ ИЗ НЕРЖАВЕЙКИ

Весело)))) завод конвейерного оборудования полевской этот

На точку бурения ППБУ доставляют с помощью буксирных судов и удерживают на ней якорной системой в течение всего периода бурения и испытания скважины. По окончании ее строительства ППБУ снимают с точки бурения и перегоняют на новое место. Над точкой бурения судно удерживается с помощью динамической системы позицирования, которая включает в себя пять подруливающих винтов и два ходовых винта, постоянно находящихся в работе. Противовыбросовое подводное оборудование устанавливается на морское дно после постановки БС на точку бурения, оно связано с устьем скважины с помощью водоотделяющей колонны с дивертором, двух шарнирных соединений и телескопического соединения для компенсации вертикальных и горизонтальных перемещений бурового судна в процессе строительства скважины.

Основным фактором, влияющим на выбор типа плавучих буровых средств, является глубина моря на месте бурения. До г самоподъемные буровые установки использовались для бурения скважин при глубинах м, в настоящее время -- до м и более Плавучие установки полупогружного типа с якорной системой удержания над устьем бурящейся скважины применяются для производства геологоразведочных работ при глубинах акваторий до м и более. Буровые суда, благодаря более высокой маневренности и скорости перемещения, большей автономности по сравнению с ППБУ, используются при бурении поисковых и разведочных скважин в отдаленных районах при глубинах акваторий до м и более.

Имеющиеся на судах большие запасы расходных материалов, рассчитанные на дней работы установки, обеспечивают успешное бурение скважин, а большая скорость передвижения судна - быструю их перебазировку с пробуренной скважины на новую точку. Так, при бурении вертикальная качка буровых судов допускается до 3,6 м, а для ППБУ - до 5 м.

К недостаткам полупогружной плавучей буровой установки можно отнести малую скорость передвижения с пробуренной скважины на новую точку. В мировой практике бурения большое значение уделяется вопросам классификации ПБС. По способу установки над скважиной в процессе бурения их подразделяют:. Самоподъемные плавучие буровые установки имеют большой корпус, запас плавучести, которого обеспечивает буксировку установки к месту работы вместе с технологическим оборудованием, инструментом и необходимым запасом расходных материалов.

При буксировке СПБУ опоры подняты, а на точке бурения они опускаются на дно и залавливаются в грунт. По этим опорам корпус установки поднимается на расчетную высоту над уровнем моря. При бурении вращательным способом, как и сверлении отверстия в любом материале, необходимо, чтобы разрушающему инструменту долоту, коронке, сверлу и т.

Исходя из этого, применяют оборудование для бурения скважин, состоящее из ротора, вертлюга с буровым шлангом, буровых насосов и силового привода. В случае если долота приводятся во вращение не с поверхности земли, а непосредственно на забое кроме перечисленного оборудования используют гидравлические забойные двигатели или электробуры. Роторы применяют для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спускоподъёмных операциях и вспомогательных работах.

Ротор - это редуктор, передающий вращение вертикально подвешенной колоне от горизонтального вала трансмиссии. Станина ротора воспринимает и передает на основание все нагрузки возникающие в процессе бурения и при спускоподъемных операциях. Внутренняя полость станины представляет собой масляную ванну. На внешнем конце вала ротора, на шпонке, может цепное колесо или полумуфта карданного вала. Стол ротора 1 подшипниках качения. При отвинчивании долота или для предупреждения вращения бурильной колонны от действия неактивного момента ротор застопоривают защелкой или стопорным механизмом.

При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку скорость вращения ротора изменяют при помощи передаточных механизмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не связывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев при роторном бурении применяют индивидуальный, т. Вертлюг применяют для соединения талевой системы с бурильной колонной. Он обеспечивает, во-первых, вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке, и, во-вторых, подачу через нее промывочной жидкости.

Все вертлюги имеют принципиально общую конструкцию. Вертлюг состоит из двух узлов -системы вращающихся и невращающихся деталей. Невращающуюся часть вертлюга подвешивают к подъемному крюку, а к вращающейся части вертлюга подвешивают бурильную колонну.

Для соединения с бурильным инструментом на нижний конец ствола вертлюга навинчивается переводник с левой резьбой. Подача промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной линии к вертлюгу и далее к вращающимся бурильным трубам осуществляется при помощи гибкого резинового шланга рукава. Буровой шланг состоит из внутреннего резинового слоя, нескольких слоев прокладок из прорезиненной ткани с соответственным числом промежуточных слоев резины, металлических плетенок и наружного слоя резины.

В настоящее время применяют буровые шланги, рассчитанные на давление 32, 25, 20, 16 и 10 МПа. Буровые шланги выпускаются длиной от 10 до 18 м с условными внутренними диаметрами 63, 80 и мм. Для очень высоких давлений используют металлические шланги, состоящие из отдельных секций, шарнирно соединенных друг с другом. В последнее время за рубежом, особенно при бурении на море, используются силовые вертлюги верхний вращатель.

Верхний вращатель бурильной колонны уже давно используется при бурении мелких скважин малого диаметра с передвижных буровых установок, где он установлен на подвижной траверсе, которая перемещается по вертикали при помощи гидроцилиндров. При бурении скважин на нефть и газ силовой вертлюг выполняет функции крюка, вертлюга, ротора, механических ключей. При его пользовании не нужна бурильная ведущая труба и шурф под нее, а также намного облегчается труд помощника бурильщика, поскольку элеватор механически подается в необходимую позицию.

Вместо наращиваний одиночками можно наращивать бурильную колонну трёхтрубными свечами. Основной недостаток существующих конструкций силовых вертлюгов - высокая стоимость. Они пока не нашли применения в нашей стране, да и за рубежом они используются не часто, главным образом при бурении скважин с морских оснований и горизонтальных скважин. Вместе с тем нельзя не отметить, что это перспективный механизм, который со временем займет достойное место в буровой технике. При бурении осуществляется промывка скважины при помощи буровых насосов.

Буровые насосы предназначены для подачи под давлением промывочной жидкости в скважину. Для бурения используются только горизонтальные приводные двух- и трехцилиндровые поршневые насос. При вращении вала с кривошипом шатун, совершая колебательное движение, приводит в движение крейцкопф, двужущийся возвратно-поступательно в прямолинейном направлении, и связанный с ним при помощи штока поршень, который совершает движение внутри цилиндра.

Всасывающие клапаны соединены при помощи всасывающего трубопровода, снабженного фильтром, с приемным чаном. Нагнетательные клапаны соединены с нагревательным компенсатором и напорной линией. При движении поршня вправо в левой части цилиндра создается разряжение, под давлением атмосферы жидкость из приемного чана газопроводу ратном движении поршня всасывание происходит в правой полости цилиндра, а нагнетание -в левой.

Таким образом, при передвижении поршня в какую-либо сторону в одной половине Цилиндра происходит всасывание, а в другой - нагнетание жидкости, т. Достаточно широко применяются трехцилиндровые трехпоршневые буровые насосы одностороннего действия. К основным отличиям и особенностям буровых насосов этого типа относятся: наличие трех цилиндропоршневых пар одностороннего действия; повышенные линейные скорости поршней число ходов в единицу времени и связанная с этим необходимость установки во всасывающей трубе подпорного насоса; значительно меньшая степень неравномерности подачи жидкости и улучшенные динамические характеристики работы приводной и гидравлических частей.

При ликвидации проявления первым методом забойное давление поддерживается несколько выше пластового на протяжении всего процесса. При этом поступление флюида прекратится вплоть до полного глушения. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие давления, следовательно, он наиболее безопасен. Однако для его осуществления необходимо иметь достаточный запас утяжелителя и средств быстрого приготовления раствора на буровой.

Способ ожидания утяжеления: после обнаружения проявления закрывают скважину и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и требуемого объема. Во время приготовления раствора держат постоянным давление в бурильных трубах, что обеспечивает постоянное пластовое давление при всплытии пачки флюида.

Недостатком этого метода является необходимость правильного регулирования давления всплывающей пачки флюида, т. Преимущество этого способа над предыдущим заключается в том, что мы можем приготовить раствор одинаковой плотности, а также при этом способе будут возникать наименьшие максимальные давления, так как когда газ еще не подошел к устью и тяжелый раствор начал заполнять КЗП, мы все больше и больше приоткрываем штуцер, следовательно, газо Преимущество льше растягивается и теряет давление при подходе к устью.

Способ двухстадийного глушения скважины. На первой стадии производится вымыв флюида из скважины на том же растворе, на котором получили проявление. Одновременно приступают к заготовке раствора с плотностью, необходимой для глушения скважины.

На второй стадии глушения производят закачку в скважину утяжеленного раствора. Этот способ проще двух предыдущих, относительно безопасен, но при его осуществлении создаются наиболее высокие давления в скважине. Двухстадийный растянутый способ. На первой стадии с противодавлением ведут вымыв поступившего флюида скважины на том же растворе, на котором получили проявление.

После вымыва пластового флюида, не прекращая циркуляции, увеличивают плотность циркулирующего раствора до требуемой плотности и тем самым производят глушение проявляющего пласта. Этот способ применяют при отсутствии нужных для приготовления раствора емкостей. Скважины, находящиеся в стадии строительства бурения или испытания , могут быть временно законсервированы по ряду причин.

Например, дальнейшее проведение буровых работ с ПБУ невозможно из-за наличия подвижных ледовых полей, вследствие замерзания акваторий, при волнении моря, превышающем допустимые значения. Консервация скважин может быть обусловлена экономической целесообразностью перевода ПБУ с одного района работ на другие площади шельфа, где возможно выполнение определенного объема работ по бурению с последующей консервацией ствола скважины.

Все работы, связанные с консервацией ствола скважины, должны выполняться с учетом требований, изложенных ниже. Это позволит сократить время и материально-технические средства и, соответственно, повысить технико-экономические показатели буровых работ. Консервации подлежат параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные и нагнетательные скважины, если их ввод в эксплуатацию невозможен в течение одного месяца по окончании испытания, а также действующие скважины при необходимости вывода их из эксплуатации.

Скважины, подлежащие консервации, должны быть герметичными и не должны иметь перетоков пластовых флюидов. Для разведочных скважин, содержащих в своей продукции флюиде агрессивные компоненты например, сероводород , сроки и порядок консервации в каждом конкретном случае устанавливаются геологической службой производственного объединения предприятий по согласованию с органами Госгортехнадзора. Консервация скважин и продление сроков консервации оформляются актом установленной формы.

Акты на консервацию скважин на срок до трех месяцев утверждаются генеральным директором производственного треста. Консервация скважин на срок более трех месяцев также производится по согласованию с органами Госгортехнадзора и утверждается генеральным директором производственного объединения предприятий.

Срок консервации эксплуатационных и нагнетательных скважин - два года; при необходимости производственное объединение предприятий может его продлить. Общий срок консервации скважин определяется руководством производственного треста исходя из технологической необходимости и технического состояния скважин. В тех случаях, когда общий срок консервации составляет более двух лет, акты на консервацию скважины могут оформляться сразу на весь срок при положительном заключении органов Госгортехнадзора, после чего они должны утверждаться генеральным директором производственного объединения предприятий.

Если в продукции скважины имеются агрессивные компоненты сероводород и др. Ответственность за качественное выполнение работ по консервации скважины возлагается на руководство ПБУ, за учет, надлежащее содержание законсервированных скважин и их сохранность на весь период консервации - на руководство производственного треста. Установка цементных мостов и их испытание должны производиться в соответствии с существующими положениями в присутствии представителя АВО. В период консервации осуществляется проверка технического состояния устья скважины.

Периодичность проверки - не реже одного раза при необходимости и более в год согласно графику, составленному производственным отделом объединения предприятий. В законсервированных скважинах, флюид которых содержит агрессивные компоненты например, сероводород , осуществляется проверка устья на герметичность и отсутствие перетоков на нем. Периодичность проверки - не реже двух раз при необходимости и более в год согласно графику проверки. В случае обнаружения негерметичности устья скважины и заколонных перетоков производятся работы по их устранению в соответствии с планом, согласованным с военизированным отрядом по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.

Временная консервация скважин, находящихся в стадии строительства. Поисковые, параметрические и разведочные скважины, находящиеся в стадии строительства, могут быть временно законсервированы из-за невозможности дальнейшего проведения буровых работ с ПБУ по гидрометеорологическим условиям, несоответствия фактического геологического разреза проектному, ввиду закрытия района буровых работ гидрографической службой флота, геологической необходимости увеличения проектной глубины скважины или невозможности дальнейшего ее углубления при установленном оборудовании, если углубление связано с необходимостью изменения первоначально утвержденного технического проекта, а также ввиду экономической целесообразности.

Временной консервации подлежат скважины, продолжение строительства которых невозможно более пяти суток. Срок временной консервации определяется производственным объединением предприятий исходя из технологической необходимости и технического состояния скважины, а также окончанием действия причин, вызвавших консервацию.

Консервация скважин на срок свыше трех месяцев производится при наличии положительного заключения органов Госгортехнадзора. На каждую временно консервируемую скважину составляется акт и разрабатывается план работ по консервации. Они согласовываются с соответствующими органами и утверждаются генеральным директором производственного треста. Аналогично составляются акт и план работ по расконсервации скважины. Для скважин, в открытой части ствола которых вскрыты пласты, содержащие во флюиде агрессивные компоненты, сроки и порядок временной консервации в каждом конкретном случае устанавливаются геологической службой объединения предприятий по согласованию с органами Госгортехнадзора.

При составлении плана работ необходимо предусмотреть дополнительные меры по коррозионной защите обсадной колонны и оборудования устья скважины от коррозии, а также по обеспечению сохранности цементных мостов. При консервации не опрессованных на герметичность давлением в соответствии с требованиями ГТН скважин со спущенными обсадными колоннами кондуктор, техническая или эксплуатационная колонна , башмаки которых не вскрыты, цементный мост на устье скважины не устанавливается; в этом случае оно оборудуется каптажной головкой.

При консервации скважин после изоляции испытанного объекта на устье дополнительно устанавливается цементный мост мощностью не менее 50 м. Информация о состоянии подводного устья на каждой временно консервируемой скважине представляется в соответствующую гидрографическую службу.

В период всего срока временной консервации скважины осуществляются работы, предусмотренные планом на консервацию. Затем необходимо установить цементный мост мощностью высотой 25 м на м выше кровли перфорации объекта и по окончании периода ОЗЦ через 24 ч испытать его на герметичность в соответствии с требованиями существующих нормативных документов.

После этого следует промыть скважину и довести параметры бурового раствора до заданных в соответствии с требованиями ГТН; затем установить цементный мост на устье скважины мощностью не менее 50 м и по окончании периода ОЗЦ через 24 ч испытать его разгрузкой инструмента те и поднять защитную втулку колонной головки.

Отсоединить и поднять блок ППВО, поднять рабочий и установить консервационный акустический датчик в районе устья скважины, предварительно проверив его работоспособность. По окончании этих работ необходимо обследовать состояние устья и дна моря вокруг консервируемой скважины с целью обнаружения навигационных опасностей и составить акт водолазного осмотра устья скважины, после чего снять буровую установку с точки бурения.

При временной консервации скважины, в открытом стволе которой отсутствуют газонефтеводонасыщенные объекты, необходимо:. При временной консервации скважины, в открытом стволе которой имеются нефтегазоводонасыщенные объекты, необходимо:. При наличии в скважине двух и более вскрытых нефтегазоводонасыщенных объектов их следует изолировать.

Интервалы между цементными мостами в открытой части ствола заполнить КСЖ. По окончании периода ОЗЦ через 24 ч произвести испытания цементных мостов на герметичность, параметры бурового раствора в обсадной колонне привести в соответствие с требованиями ГТН, предусмотренными для последнего интервала пробуренного ствола скважины. В случае временной консервации скважины с оставлением на устье блока ППВО после установки цементного моста в башмаке последней обсадной колонны и приведения параметров бурового раствора в соответствие с требованиями ГТН следует поднять бурильную компоновку, загерметизировать устье глухими плашками превентора и поднять райзер.

Кроме того, необходимо поднять рабочий и установить консервационный акустический датчик в районе устья скважины, предварительно проверив его работоспособность. По окончании работ по консервации скважины геологической службой производственного треста составляется "Справка о консервации скважины" с указанием устройств, позволяющих определить местонахождение подводного устья скважины. Расконсервация скважин производится по плану, согласованному и утвержденному организациями, ранее согласовавшими и утвердившими план консервации, и только при наличии соответствующего разрешения от представителя военизированного отряда по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.

Для проведения расконсервации необходимо доставить ПБУ в район работ и поставить ее на точку бурения. Затем следует подготовить блок ППВО к работе в соответствии с инструкцией по ее монтажу и эксплуатации, а также произвести осмотр устья скважины из колокола и при необходимости очистку колонной головки с помощью водолазов.

Кроме того, нужно выполнить комплекс других подводно-технических работ на устье скважины в соответствии с планом работ, сняв при необходимости с устья каптажную головку. Затем необходимо осуществить спуск блока ППВО с райзером и состыковать его с устьем скважины, после чего произвести функциональную проверку всех систем ППВО, а также проверить герметичность стыковки опрессовкой на давление, соответствующее давлению опрессовки последней спущенной в скважину обсадной колонны, согласно требованиям ГТН.

Далее следует разбурить цементный мост на устье скважины если он имеется и измерить температуру в обсадной колонне. Перед разбуриванием цементного моста в башмаке колонны необходимо привести параметры бурового раствора в соответствие с требованиями ГТН по фактической глубине забоя скважины. После разбуривания цементных мостов произвести спуск бурильного инструмента с последующим вымывом КСЖ, не допуская смешивания ее с активным объемом бурового раствора; при этом следует постоянно осуществлять контроль за соответствием параметровбурового раствора требованиям ГТН.

В случае временной консервации скважины после соединения ее устья с блоком ППВО проверить наличие давления в скважине, измерить температуру в обсадной колонне, собрать компоновку бурильной колонны и спустить ее с промежуточными промывками до цементного моста в башмаке обсадной колонны. На каждую скважину, пробуренную на шельфе арктических морей с плавучих буровых установок, составляется типовой проект по ее ликвидации.

Этот проект служит основанием для разработки индивидуальных планов проведения изоляционно-ликвидационных работ с учетом требований охраны недр и окружающей среда и составления сметной документации, связанной с проведением дополнительных работ.

Индивидуальный план проведения изоляционно-ликвидационных работ по каждой скважине, подлежащей ликвидации, составляется и утверждается производственным трестом, согласовывается с гидрографической службой флота, рыбнадзором и бассейновой инспекцией Минводхоза. При ликвидации скважин, расположенных на месторождениях, содержащих токсичные и агрессивные компоненты сероводород и др. Установка цементных мостов в ликвидируемых скважинах и их испытание должны производиться в присутствии представителя АВО.

При ликвидации скважин, вскрывших сероводородсодержащие объекты, работы выполняются по специальным планам, согласованным с органами Госгортехнадзора. В таких планах предусматриваются меры по предотвращению агрессивного воздействия сероводорода на колонны и цементные мосты. Осложнения и аварии, возникающие в процессе выполнения изоляционно-ликвидационных работ в скважинах, ликвидируются по специальным планам. В случаях появления выходов черного золота, газа или пластовых вод в районе устья ликвидированных скважин, обнаруженных в процессе периодического обследования, производственное объединение предприятий принимает срочные меры по выявлению источника загрязнения и его ликвидации.

Ответственность за качественное выполнение изоляционно-ликвидационных работ возлагается на руководство ПБУ, за сохранность и периодичность обследования устьев и стволов ликвидированных скважин - на руководство производственного объединения предприятий. При ликвидации скважины без спущенной эксплуатационной колонны в интервалах залегания слабых газонефтеводонасыщенных объектов должны быть установлены цементные мосты.

Высота каждого моста должна быть равна мощности высоте пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы пласта. Цементный мост должен устанавливаться над кровлей верхнего объекта высотой не менее 50 м. При ликвидации скважины без спущенной эксплуатационной колонны, в разрезе которой отсутствуют газонефтенасыщенные и водонапорные объекты, в башмаке последней обсадной колонны должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м.

Если в разрезе скважины имеются газонефтеводонасыщенные объекты, частично или полностью перекрытые бурильным инструментом в результате аварии, то при установке цементного моста необходимо соблюдать следующие требования:. При ликвидации скважины из-за деформации эксплуатационной колонны цементный мост должен устанавливаться в зоне деформации и выше ее не менее чем на 50 м или над зоной деформации высотой не менее м.

При ликвидации скважины со спущенной эксплуатационной колонной, выполнившей свое назначение, в ней должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м непосредственно над зоной фильтра последнего объекта с закачкой цементного раствора под давлением в эту зону при приемистости пласта.

При ликвидации скважин, имеющих в конструкций промежуточные или эксплуатационные колонны, спущенные отдельными секциями, должны быть установлены цементные мосты в интервалах стыковки секций на м ниже и выше мест стыковки. При ликвидации скважин, в конструкции которых имеются спущенные хвостовики, за которыми цементный раствор полностью не поднят или не перекрыты башмаки предыдущих колонн, должны быть установлены цементные мосты на м ниже и выше головы хвостовика.

Во всех ликвидируемых скважинах ив последней обсадной колонне, связанной с устьем скважины, должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м с расположением кровли цементного моста на м ниже уровня дна моря. Допускается извлечение промежуточных и эксплуатационных обсадных колонн из ликвидируемых скважин; при этом над головкой оставшейся части каждой извлекаемой обсадной колонны должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м.

При ликвидации скважин, пробуренных с ПБУ, необходимо обрезать все обсадные колонны ниже дна моря и заполнить устье скважины цементным раствором до уровня дна моря; при этом подвесные колонные головки и буровая плита поднимаются на борт ПБУ. После снятия ПБУ с точки бурения следует обследовать дно с целью выявления навигационных подводных опасностей. Один экземпляр акта обследования должен быть передан в соответствующую гидрографическую службу.

После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба ПБУ должна составить "Справку о производстве ликвидационных работ на скважине", в которой необходимо указать:. К справке прилагается один экземпляр акта обследования дна моря с целью обнаружения навигационных подводных опасностей. Для этого требуется не более минут. Затрачивать больше времени не допускается, так как в случае газопроявлений всплывающая пачка будет вносить значительные погрешности, также возможен случай, когда проявляющий пласт является плохопроницаемым, то есть он не сразу передал свое давление, следовательно, мы не верно определим пластовое давление и рассчитаем плотность раствора, требуемую для глушения скважины, что приведет к новому проявлению и потребуется второй цикл, но ждать больше 10 минут нельзя, так как это может всплывать газовая пачка;.

В случае наличия в бурильных трубах обратного клапана избыточное давление в трубах можно определить с помощью цементированного агрегата, закачивая раствор в трубы с малой производительностью. Использовать только тот ловильный инструмент, который соответствует по своим техническим характеристикам виду аварии и геологическим условиям в скважине.

Эксплуатация цементировочного оборудования должна осуществляться в соответствии с требованиями эксплуатации. Нарушение правил эксплуатации часто приводит к авариям возможны человеческие жертвы. Поэтому до начала эксплуатации оборудования необходимо тщательно проверить все узлы оборудования, замеченные неисправности необходимо устранить, спрессовать манифольдные линии на 1,5 кратное рабочее давление. При сборке манифольдных линий необходимо прочистить все резьбовые соединения.

Это обеспечит герметичность соединения и надежность работы. Необходимо проверить надежность предохранительного клапана. Выхлоп от клапана должен идти в приемный бак. Выхлопная труба от ДВС должна иметь искрогаситель. Для работы на агрегатах необходимо применять спецформу и рабочие рукавицы. Основные упражнения, отработанные на тренажере: осуществление углубления скважины при заданных параметрах бурения.

На установке имеются два комбинированных превентора на атм. Может выполнять роль АКБ. Имеется манифольдная линия на атм. Также есть емкости для бурового раствора по 56 м3 и столько же запасных. Запас пресной воды по и тонн. Имеется опреснительная установка с производительностью 20 тонн в сутки. Модернизирован цементный отсек с емкостями для хранения сухого цемента, имеется три буровых насоса и два цементных агрегата.

В процессе просмотра видеофильма мы наблюдали процесс отбора керна. Шла сборка керноприемного снаряда. После сборки спускали инструмент в скважину, произвели отбор керна, подняли керноприемный снаряд, разобрали его, подняли керноприемную трубу, спустилM3на керноприемный мост, отвернули кернорватель и приподняли трубу. Вынули керн из трубы. В практике бурения скважин используются разнообразные технологические приемы для приготовления буровых растворов. Наиболее простая технологическая схема включает емкость для перемешивания компонентов бурового раствора, оснащенную механическими и гидравлическими перемешивателями, гидроэжекторный смеситель, оснащенный загрузочной воронкой и шиберным затвором, центробежный или поршневый насос обычно один из подпорных насосов и манифольды.

С использованием этой схемы приготовление раствора осуществляется следующим образом. В емкость заливают расчетное количество дисперсионной среды обычно м3 и с помощью насоса по нагнетательной линии с движкой подают ее через гидроэжекторный смеситель по замкнутому циклу. Мешок с порошкообразным материалом транспортируется передвижным подъемником или транспортером на площадку емкости, откуда при помощи двух рабочих его подают на площадку 7 и вручную перемещают к воронке.

Ножи вспарывают мешок, и порошок высыпается в воронку, откуда с помощью гидровакуума подается в камеру гидроэжекторного смесителя, где и происходит его с M3 шивание с дисперсионной средой. Суспензия сливается в емкость, где она тщательно перемешивается механическим или гидравлическим перемешивателем. Скорость подачи материала в камеру эжекторного смесителя регулируют шиберной заслонкой, а величину вакуума в камере - сменными твердосплавными насадками. Круговая циркуляция прекращается лишь тогда, когда смешано расчетное количество компонентов и основные технологические показатели свойств раствора близки к расчетным.

Если раствор приготавливают впрок, то его готовят порционно, а порции откачивают в другие емкости циркуляционной системы либо в специальные запасные. Утяжеление бурового раствора порошкообразным баритом и обработку порошкообразными химическими реагентами осуществляют аналогично после приготовления порции исходной коллоидной системы например, водоглинистой. Зарубежные организации обычно оборудуют гидроворонки аэрожелобом или вибратором для побуждения течения порошка и обеспечения более равномерной его подачи в зону смешения.

Основной недостаток описанной технологии - слабая механизация работ, неравномерная подача компонентов в зону смешения, слабый контроль за процессом. В настоящее время в отечественной практике широко используют прогрессивную технологию приготовления буров растворов из порошкообразных материалов. Технология основывается на применении серийно выпускаемого оборудования: блока приготовления раствора БПР , выносного гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора, емкости ЦС, механических и гидравлических перемешивателей, поршневого насоса.

Блок БПР предназначен для приготовления и утяжеления бурового раствора, а также хранения на буровой запаса порошкоо M3 азных материалов. Выпускается несколько типов БПР, отличающихся вместимостью бункеров для хранения материалов. Наиболее широко применяется БПР, выпускаемый Хадыженским машзаводом. Он представляет собой два Цельнометаллических бункера 1, которые оборудованы разгрузочными пневматическими устройствами, резинотканевыми гофрированными рукавами 3 и воздушными фильтрами.

В комплект БПР входит выносной гидроэжекторный смеситель 4, который монтируется непосредственно на емкости ЦС и соединяется с бункером гофрированным рукавом. Очистка бурового раствора от газа. Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения, особенно в мягких породах; во-вторых, возникают осыпи, обвалы и флюидопроявления в результате снижения эффективной плотности бурового раствора а следовательно, и гидравлического давления на пласты ; в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами например, сероводородом.

Попадающий в циркуляционный поток газ приводит к изменению всех технологических свойств бурового раствора, а также режима промывки скважины. Кроме очевидного уменьшения плотности раствора изменяются также его реологические свойства - по мере газирования раствор становится более вязким, как и всякая двухфазная система.

Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает неэффективно. Кислые газы, такие как двуокись углерода, могут привести к понижению рН раствора и вызвать его флокуляцию. Снижение гидравлической мощности вследствие присутствия в растворе газа отрицательно сказывается на всем процессе бурения. Но снижение объемного коэффициента полезного действия насоса в результате газирования бурового раствора влечет за собой существенное уменьшение подачи насосов, так как.

Зависимость гидравлической мощности от степени газирования объемная доля бурового раствора весьма заметна. Чтобы свести к минимуму вредное влияние самопроизвольного газирования бурового раствора, необходимо знать условия проникновения газа в него и их физико-химическое взаимодействие.

Газ из пласта попадает в буровой раствор в результате отрицательного дифференциального давления между скважиной и пластом либо вследствие высокой скорости бурения, когда пластовый газ не успевает оттесниться фильтратом от забоя и стенок скважины и попадает в поток раствора вместе с выбуренной породой. Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состоянии.

По мере перемещения потока раствора к устью пузырьки свободного газа увеличиваются в объеме в результате снижения давления, сливаются друг с другом, образуя газовые пробки, которые прорываются в атмосферу. Свободный газ легко удаляется из раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании, например во время бурения при несбалансированном давлении, свободный газ удаляют из бурового раствора с помощью газового сепаратора.

Пузырьки газа, которые не извлекаются из бурового раствора при перепаде давления между ними и атмосферой, оказываются вовлеченными в буровой раствор и для их удаления требуется дополнительная энергия. Полнота дегазации буровою раствора зависит от его плотности, количества твердой фазы, вязкости и прочности структуры. Существенную роль играют также поверхностное натяжение жидкости, размер пузырьков и силы взаимного притяжения.

В связи с высоким поверхностным натяжением трудно поддаются дегазации буровые растворы на углеводородной основе, а также растворы, содержащие в качестве регулятора водоотдачи крахмал. Некоторые углеводороды, проникая из пласта в буровой раствор при повышенных температуре и давлении, остаются в жидком состоянии.

Попадая в другие термодинамические условия, например в поверхностную циркуляционную систему, они превращаются в газ и заметно изменяют технологические свойства бурового раствора. Некоторые газы при повышенных температуре и давлении проникают в межмолекулярную структуру бурового раствора и вызывают едва заметное увеличение его объема.

Наиболее опасны в этом отношении растворы на углеводородной основе, в которые может проникать большое количество пластового газа. Обнаружить вовлеченный таким способом в буровой раствор Природный газ очень трудно. Различная степень газирования бурового раствора требует применения разного оборудования для дегазации. Свободный газ удаляется достаточно просто. Поток раствора из межтрубного пространства поступает в сепаратор, где газ отделяется от раствора и направляется по отводной линии на факел.

Оставшийся в растворе свободный газ удаляется в атмосферу окончательно на виброситах или в емкости для сбора очищенного от шлама раствора. Газ, проникший в молекулярную структуру раствора, извлечь значительно труднее. Для этого требуется не только затратить некоторую энергию, но и часто необходимо применять понизители вязкости и поверхностного натяжения, если используется недостаточно совершенная система дегазации.

Жидкие и растворимые газы удалить из раствора довольно трудно, так как газ входит в межмолекулярную структуру нефтяной фазы бурового раствора. Легкие углеводороды. С1 - С5 можно извлечь с помощью вакуумного дегазатора, а тяжелые почти невозможно.

Выходя из раствора в виде пара, эти газы причиняют много неприятностей. Если поступающий в раствор газ содержит двуокись углерода или сероводород, то обычно повышают рН раствора, чтобы избежать образования слабых кислот. Применяют также раскислитель сероводорода как средство против отравления людей этим сильнотоксичным газом. В качестве раскислителя чаще всего используют каустическую соду, модифицированные неорганические соединения железа, соединения карбоната меди, карбоната цинка и оксида цинка.

Газожидкостный поток из скважины, дойдя до вращающегося превентора, через регулируемый штуцер и герметичные манифольды поступает в газовый сепаратор, где из раствора выделяется основной объем газа. Очищенный от свободного газа раствор поступает на вибросито б и собирается в первой емкости циркуляционной системы. Дальнейшая очистка раствора от газа осуществляется с помощью специального аппарата-дегазатора. В связи с тем, что поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а следовательно, на технико-экономические показатели бурения, очистке буровых растворов от вредных примесей уделяют особое внимание.

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители песко-и илоотделители , сепараторы, центрифуги. Кроме того, в наиболее неблагоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой Раствор обрабатывают реагентами флокулянтами, которые. Позволяют повысить эффективность работы очистных устройств. Несмотря на то, что система очистки сложная и дорогая, в большинстве случаев применение ее рентабельно вследствие значительного увеличения скоростей бурения, сокращени затрат на регулирование свойств бурового раствора уменьшения степени осложненности ствола, удовлетворения требований защиты окружающей среды.

При выборе оборудования для очистки буровых растворов учитывают многообразие конкретных условий. В противном случае возможны дополнительные издержки средств и времени. Каждый аппарат, используемый для очистки раствора от шлама, должен пропускать количество раствора, превышающее максимальную производительность промывки скважины исключая центрифугу.

В составе циркуляционной системы аппараты должны устанавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина - газовый сепаратор - блок грубой очистки от шлама вибросита - дегазатор - блок тонкой очистки от шлама песко- и илоотделители, сепаратор - блок регулирования содержания и состава твердой фазы центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель.

Разумеется, при отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители песко- и илоотделители. Иными словами, каждое оборудование предназначено для выполнения вполне определенных функций и не является универсальным для всех геолого-технических условий бурения.

Следовательно, выбор оборудования и технологии очистки бурового раствора от шлама основывается на конкретных условиях бурения скважины. А чтобы выбор оказался правильным, необходимо знать технологические возможности и основные функции оборудования. Обычно в буровом растворе в процессе бурения скважины присутствуют твердые частицы различных размеров.

Размер частиц бентонитового глинопорошка изменяется от единицы до десятков микрометров, порошкообразного барита - от до 75 мкм, шлама - от 10 мкм до 25 мм. Но пока частицы шлама достигнут циркуляционной системы, они уменьшатся за счет механического измельчения и диспергирования. В результате длительного воздействия частицы шлама постепенно превращаются в коллоидные частицы размером менее 2 мкм и играют весьма заметную роль в формировании технологических свойств бурового раствора.

При идеальной очистке из бурового раствора должны удаляться вредные механические примеси размером более 1 мкм. Однако технические возможности аппаратов и объективные технологические причины не позволяют в настоящее время достичь этого предела. Лучшие мировые образцы вибросит ВС-1, В, двухсеточное одноярусное сито компании "Свако", двухъярусное вибросито организации "Бароид" и др.

Это практически технологический предел вибросита при бурении глинистых отложений с промывкой их водными растворами. Для более глубокой очистки применяют батарею гидроциклонов диаметром не более мм - илоотделителей. Более глубокая очистка от шлама сопряжена с применением очень сложных аппаратов - высокопроизводительных Центрифуг и поэтому обычно экономически невыгодна.

Дальнейшее уменьшение содержания твердой фазы в буровом растворе осуществляется разбавлением либо механической обработкой небольшой части циркулирующего бурового раствора, в результате которой из него удаляется избыток тонкодисперсных размером 10 мкм и менее частиц. Как видим, механическими средствами можно достичь очень глубокой очистки неутяжеленного бурового раствора. Для утяжеленного раствора степень очистки ограничивается необходимостью сохранения в растворе утяжелителя.

Поэтому механическими аппаратами из утяжеленного раствора практически могут быть извлечены частицы шлама размером лишь до 74 мкм. Частицы шлама размером от 10 до 75 - 90 мкм невозможно отделить от частиц барита, а так как потери барита недопустимы вследствие его высокой стоимости , дальнейшее улучшение степени очистки утяжеленного раствора обычно осуществляют переводом частиц шлама в более грубодисперсное состояние например, путем применения флокулянтов селективного действия.

При этом большое внимание уделяют регулирванию содержания и состава твердой фазы с помощью центрифуги или гидроциклонных глиноотделителей. Под технологической оснасткой обсадных колонн понимают определенный набор устройств, необходимых для повышения качества их спуска и цементирования в соответствии с принятыми способами крепления скважин.

Оснастка включает в себя следующие устройства головки цементировочные, пробки цементировочные разделительные, клапаны обратные, башмаки колонные, направляющие насадки, центраторы, скребки, турбулизаторы, башмачные патрубки длиной 1,,5 м с отверстиями диаметром мм по спирали, заколонные гидравлические пакеры типа ПДМ, муфты ступенчатого цементирования и др.

Головки цементировочные предназначены для создания герметичною соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агретатов. Высота цементировочных головок должна позволять размещать их в подъемных штропах талевой системы и при соответствующем оснащении использовать при цементировании с расхаживанием обсадной колонны.

Головки цементировочные типа ГУЦ поставляются в комплекте с кранами высокого давления. До установки на цеменгируемую колонну верхние разделительные пробки в эти головки закладываются заранее, поэтому отпадает необходимость разборки головок после закачивания тампонажного раствора, как это делается в случае применения других типов цементировочных головок. Головка цементировочная универсальная типа ГЦУ также поставляется в комплекте с кранами высокого давления и применяется при цементировании глубоких скважин, когда требуется закачивать большое количество тампонажного раствора с использованием большого количества цементировочных агрегатов.

Пробки продавочные верхние типа ПП предназначены для разделения тампонажного раствора от продавочной жид кости при его продавливании в затрубное пространство скважин. Имеются модификации пробок, у которых в верхней части корпуса на внутренней поверхности сделана резьба для заглушки, без которой эти пробки могут использоваться как секционные. Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачиванием тампонажного раствора, чтобы предотвратить его смешивание с буровым раствором, а верхнюю пробку - после закачивания всего объема тампонажного раствора Центральный канал в нижней пробке перекрыт резиновой диафрагмой, которая разрывается при посадке на "стопкольцо" и открывает канал для продавливания цементного раствора.

При цементировании хвостовиков и секций обсадных колонн, спускаемых на бурильных трубах, применяют верхние двухсекционные пробки СП. При посадке верхней пробки на нижнюю благодаря наличию уплотняющего элемента обеспечивается герметичность соединения. Конструктивное исполнение пробок предотвращает их всплытие в случае отказа обратного клапана. Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД предназначены для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, а также для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного про-странства и упора разделительной цементировочной пробки.

Наличие в шифре буквы "М" означает модернизацию типоразмера клапана. Кроме клапанов типа ЦКОД имеются и другие обратные клапаны: тарельчатые, шаровые, с шарнирной заслонкой и т. Обратные клапаны устанавливают либо в башмаке колонны, либо на м выше его. Клапаны типа ЦКОД спускают в скважину с обсадной колон ной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на заданную глубину Шар, проходя через разрезные шайбы и диафрагму, занимает рабочее положение.

При спуске секций обсадных колонн с обратным клапаном типа ЦКОД на бурильных трубах, внутренний диаметр которых меньше диаметра шара последний сбрасывают в колонну перед соединением бурильных труб с секцией. В этом случае самозаполнение колонны жидкостью исключается и при спуске колонны необходимо доливать в нее буровой раствор в соответствии с требованиями плана работ.

Верхняя часть клапана внутри имеет опорную торцовую поверхность, которая выполняет функцию "стопкольца" для остановки разделительной цементировочной пробки. В этом случае установки упорных колец не требуется. Если в шифре обратных клапанов имеются аббревиатуры ОТТМ и ОТТГ, это означает, что в первом случае в клапанах при меняется трапецеидальная резьба, во втором - высокогерметичное соединение. Если таких аббревиатур нет, то в клапанах используется треугольная резьба.

Для колонн больших диаметров применяются башмаки с бетонной насадкой. Они состоят из корпуса с неразъемной насадкой, которая формируется в нем из смеси тампонажного. В корпусе башмака выполнены отверстия с пазами, которые образуют дополнительные каналы для циркуляции бурового раствора В верхней части корпуса имеется резьба, при помощи которой башмак соединяется с нижней обсадной трубой, она может быть треугольной, трапецеидальной ОТТМ и высокогерметичной ОТТГ.

При спуске потайных колонн или секции обсадных колонн с проработкой ствола иногда, если это необходимо, направляющие насадки выполняют в виде породоразрушающего наконечника. Центраторы предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, они облегчают спуск обсадной колонны за счет снижения сил трения между колонной и стенками скважины, способствуют увеличению степени вытеснения бурового раствора тампонажным за счет некоторой турбулизации потоков в зоне их установки, облегчению работ по подвеске потайных колонн и стыковке секций за счет центрирования их верхних концов в скважине.

Конструктивно центраторы выполняются неразъемными и разъемными, причем предпочтение отдается последним Обычно центраторы располагаются в средней части обсадной трубы, однако их необходимо устанавливать в подошве и кровле продуктивного пласта, а также в номинальном диаметре ствола скважины. Конструктивные особенности позволяют применять центра-торы ЦЦ-2 и в наклонно направленных скважинах благодаря возможности изменения высоты 01раничителя прогиба пружинных планок.

Скребки используются для разрушения глинистой корки на стенках скважины с целью улучшения сцепления тампонажного раствора с породой, особенно при цементировании скважин с расхаживанием. Скребок корончатый разъемный типа СК состоит из корпуса, половинки которого соединяются с помощью штыря Рабочие элементы скребка 1 выполнены из пучков стальной пружинной про волоки и прикреплены к корпусу накладками. Скребок комплектуется стопорным кольцом с фиксирующимся на трубе спиральным клином. Скребок устанавливается таким образом, чтобы рабочие элементы с загнутыми внутрь концами были направлены вверх для обеспечения минимального амортизации элементов при спуске колонны.

При движении обсадной колонны вверх рабочие элементы отгибаются и частично разрушают глинистую корку на стенке скважины. Скребки устанавливаются выше и ниже каждого центратора. Процесс цементирования скважин осуществляется комплексом специального оборудования, которое расстанавливают в соответствии с заранее разработанной схемой. Цементировочные агрегаты предназначены, для нагнетания I тампонажного раствора и продавочной жидкости в скважину, а также для подачи затворяющей жидкости в смесительное устройство при приготовлении раствора.

Кроме того, они используются для промывки и продавки песчаных пробок, опрессовки труб, колонны, манифольдов, гидравлического перемешивания раствора и т. Цементно-смесительные машины предназначены для приготовления цементных растворов при цементировании скважин, различных тампонирующих смесей; они могут быть использованы для приготовления из глинопорошков нормальных и утяжеленных буровых растворов. В соответствии с назначением и характером работы смесительные машины монтируются на автомобилях или автоприцепах.

Основными узлами смесительных машин являются бункер, погрузочно-разгрузочный механизм и смесительное устройство для приготовления растворов. Для контроля основных параметров тампонажного раствора и режимов его нагнетания в скважину применяют станцию контроля цементирования СКЦ-2М. В состав станции входят самоходная лаборатория, смонтированная в кузове автомобиля КАВЗ, в которой расположена вторичная и вспомогательная аппаратура, и самоходный блок манифольда 1БМ, смонтированный на шасси автомобиля ЗИЛ, на котором установлены напорный и раздающий коллекторы, разборочный трубопровод и комплект датчиков.

С помощью приборов станции осуществляются контроль и регистрация следующих основных технологических параметров: давления, мгновенного расхода, суммарного объема и плотности закачиваемой жидкости. Плотность раствора, закачиваемого в скважину, измеряется радиоактивным плотномером ПЖР-2М. Принцип действия плотномера основан на явлении поглощения пучка гамма-излучения при прохождении последним слоя жидкости.

Интенсивность поглощения этих лучей меняется в зависимости от плотности жидкости. Самоходный блок манифольда 1БМ предназначен для соединения напорных трубопроводов агрегатов с устьем скважин газопровод для раздачи продавочной жидкости агрегатам при цементировании. Фабричная 17а, офис Москва пос.

Дубровский ул. Советская уч. МКАД - внешняя сторона. Якутск ул. Пионерская д. Справка и новости. Заказать обратный звонок. Главная О компании Фотогалерея Видеогалерея Партнеры Контакты Отзывы Буровой инструмент Буровое оборудование Если у вас есть постоянная или периодическая потребность в буровом инструменте,то мы рады предложить вам наши услуги.

Элеватор быстросъемник Описание Характеристики Видеогалерея Комм. Дренажные системы: из чего они состоят и как осуществляется их монтаж Главное назначение дренажных систем — это защита построек от неблагоприятного Классификация и главные особенности вакуумных насосных станций Принцип работы вакуумных насосных станций является достаточно простым и Дренаж дома Проведение дренажа дома необходимо, когда на участке возникает проблема со Монтаж скважинного насоса: поэтапная инструкция Для благополучно работающей автономной системы водоснабжения мало просто ТИСЭ — технология быстрой подготовки фундамента При любом строительстве одним из существенных вопросов является подготовка