Выбор бурового оборудования

Исходными данными при выборе буровой установки (БУ) являются проектная глубина и конструкция скважины.

Основная характеристика установок эксплуатационного и глубокого разведочного бурения (ГОСТ 16293-82) приведена в табл. 4.1.

Основные параметры современных БУ для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ глубиной от 1500 до 5000 м по данным заводов-изготовителей приведены в табл. 4.2. Основные параметры БУ для сверхглубокого разведочного и эксплуатационного бурения глубиной от 6500 до 15000 м, выпускаемые ПО "Уралмаш", приведены в табл. 4.3. Современные буровые установки "Уралмаша" приведены в табл. 4.4.

Параметр максимальная грузоподъемность характеризует предельно допустимое значение нагрузки на крюке, которое не может быть превышено при выполнении любых технологических операций в процессе всего цикла строительства скважины (вертикальные нагрузки от веса бурильной колонны, находящейся в скважине, обсадных труб, спускаемых в скважину, а также нагрузки, возникающие при ликвидации аварий и осложнений в скважине).

Параметр рекомендуемая глубина бурения скважины в каждом конкретном случае может отличаться от указанной в табл. 4.2 и 4.3 в сторону уменьшения или увеличения в зависимости от типа и веса бурильных труб и компоновки бурильной колонны. Однако во всех случаях должно соблюдаться условие

Gб.к.max (Hрек + 0,1Hрек)300, (4.1)

где Gб.к.max - максимальный вес бурильной колонны; Hрек - рекомендуемая глубина бурения; 300-вес 1 м бурильных труб, Н/м.

Тип привода выбирается в зависимости от степени обустройства конкретного региона.

Пример 4.1. Вычислить глубину бурения БУ5000ЭУ (Hрек = 5000 м) при весе 1 м бурильных труб 270 и 360 Н/м.

Запас грузоподъемности (4.2)

Р е ш е н и е. По формуле (4.1)

Gб.к max = (5000 + 500)300 = 1,65 МН.

При весе 1 м бурильных труб q = 270 Н/м данной установкой можно бурить до глубины

Hрек = 1,65 · 106/270 6111 м.

При весе 1 м бурильных труб q = 360 Н/м

Hрек = 1,65 · 106/360 = 4459 м.

Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности [G], обусловливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб:

Gбк (или Gок) [G].

Пример 4.2. Выбрать буровую установку для бурения скважины проектной глубиной Н = 4500 м со следующей конструкцией (табл. 4.5).

Для бурения скважины до проектной глубины применяются бурильные трубы диаметром 127 мм, УБТ длиной 150 м диаметром 178 мм (dв.у. = 80 мм, qу = 1,56 кН/м) (таб. 4.10, 4.24). Район буровых работ электроэнергией не обеспечен.

Р е ш е н и е. Вес кондуктора

Gк = lкqк = 450 · 825 0,4 МН.

Вес промежуточной колонны

Gп = lпqп = 3500 · 569 2 МН.

Вес эксплуатационной колонны

Gэк = 4500 · 313 = 1,41 МН.

Вес бурильной колонны с УБТ

Gб.т + Gу = lбqб + lуqу = 4350 · 287,4 + 150 · 1560 = 1,48 • 10- 6 Н = 1,48 МН.

Из приведенного расчета следует, что наибольшую нагрузку БУ будет испытывать при спуске 244,5-мм промежуточной колонны.

Максимальные нагрузки с учетом расхаживания:

от веса бурильной колонны

G = 1,48 · 1,25 = 1,85 МН;

от веса наиболее тяжелой обсадной колонны

Gб.к = 2• 1,15 = 2,3 МН

Для бурения данной скважины более рационально использовать установку БУ5000ДГУ-1Т (таб. 4.4) с дизель-гидравлическим приводом, поскольку нагрузка (в МН) от наиболее тяжелой обсадной колонны меньше допустимой по технической характеристике установки: 2,3 3,2.

Таблица 4.1

Основная характеристика установок эксплуатационного и глубокого разведочного бурения (ГОСТ 16293-82)

Параметры	Класс
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Диапазон глубин бурения, м, Н	600-1250	1000-1600	1250-2000	1600-2500	2000-3200	2500-4000	3200-5000	4000-6500	5000-8000	6500-10000	8000-12500
Допус-каемая нагрузка на крю-ке, МН	0,8	1,0	1,25	1,6	2,0	2,5	3,2	4,0	5,0	6,5	8,0

Таблица 4.2

Основные технические характеристики буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ

Параметры

БУ-50БрД

БУ-80БрД

БУ-80БрЭ

Уралмаш 3000БД

Уралмаш 3000БЭ

БУ-125БрД

БУ-125БрЭ

Уралмаш 4000ДГУ

Уралмаш 4000ЗУ

Уралмаш 3Э-76

Уралмаш 4Э-76

Уралмаш 5000ДГУ

Максимальная грузоподъем-ность,МН

Рекомендуе-мая глубина бурения, м

Максимальная оснастка тале-вой системы

Длина свечи,м

Максимальное натяжение хо-довой ветви талевого ка-ната, кН

Диаметр та-левого каната, мм

Вид привода

Тип привода

Мощность на барабане ле-бедки, кВт

Лебедка

0,7

1500

4 ? 5

18

100

25

1,4

2800

4 ? 5

24

200

28

1,2

2800

4 ? 5

24

172

28

Элект-рический перемен-ного тока

1,7

3000

5 ? 6

27

210

28

Дизель-ный

1,7

3000

5 ? 6

27

210

28

Элект-рический перемен-ного тока

Раздель-ный

661

2,0

4000

5 ? 6

24

240

32

Дизель-гидрав-лический

2,0

4000

5 ? 6

24

240

32

Элект-рический перемен-ного тока

2,0

4000

5 ? 6

27

250

32

Дизель-гидрав-лический

2,0

4000

5 ? 6

27

250

32

Элект-рический перемен-ного тока

Раздель-ный

809

2,0

4000

5 ? 6

27

273

32

изель-ный

Группо-вой

809

2,0

4000

5 ? 6

27

250

32

Элект-рический перемен-ного тока

Раздель-ный

809

2,5

5000

6 ? 7

27

250

32

Дизель-гидрав-лический

Группо-вой

809

Дизель-гидравли-ческий

Групповой

Групповой

400

Одно-бара-банная, двух-ско-ростная

560

560

661

716

716

809

ЛБ-20Бр

У2-2-11

Однобарабанная шестискоростная

ЛБУ-1110

У5-5-5

ЛБУ-1110

Дизель-гене-раторные станции:

шифр

число

Мощность станции, кВт

Производи-тельность (суммарная) компрессорных станций,м3/мин

Максимальное рабочее дав-ление воздуха, МПа

Средства меха-низации: расстановка свечей

удержание колонны, пневматические клинья

свинчивание и развинчивание свечей

ДЭА-100

-

-

10,5

0,8

-

ТН3-ДЭ-104СЗ

ДЭА-100

АСДА-200

2

200?2

10

0,8

ТН3-ДЭ-104СЗ

АСДА-200

2

200?2

10

0,8

1

100

5-7

0,8

-

Пневма-тические клинья, встроен-ные в ротор

ПБК

2

100?2

9-10

0,8

-

2

100?2

10

0,8

1

100

10

0,8

2

100?2

7-10,5

0,8

1

100

7-10,5

0,8

1

100

10

0,8

2

100?2

10

0,8

-

1

100

10

0,8

-

АСП-3М1

ПКР-560

АКБ-3М

Передвижной подсвечник МПС

ПКР-Ш8

АКБ-3М

АСП-3М2

ПКР-560

АСП-3М1

ПКР-Ш8

АКБ-3М

ПКР-560

АКБ-3М2

регулятор подачи долота

РПДЭ-5

РПДЭ-3

РПДЭ-3

РПДЭ-3

РПДЭ-3

-

-

РПДЭ-3

раскрепление замков

Пневмораскрепитель (ПРС)

Метод монтажа

Агрегатный, мелкоблочный, крупноблочный

Крупноблочный, поагрегатный

Агрегатный, мелкоблочный, крупноблочный

Крупноблочный, мелкоблочный поагрегатный

Поагрегатный

Крупноблочный, мелкоблочный поагрегатный

Пример 4.3. Выбрать буровую установку для бурения скважины глубиной 2100 м.

После расчета бурильной колонны, выбора конструкции скважины и расчета обсадных колонн получили:

вес бурильной колонны при бурении под промежуточную обсадную колонну . . . . . . . . . . . . 0,48 МН

вес бурильной колонны под эксплуатационную обсадную колонну . . . . . . . . . 0,65 МН

вес промежуточной обсадной колонны . . . .. . . . . . 1,18 МН

вес эксплуатационной обсадной колонны . . . . . . . 0,66 МН.

Р е ш е н и е. Проверяем веса по нескольким классам буровых установок (см. табл. 4.1)

1. Класс 3. = (2000 + 0,1 · 2000)300 = 0,69 МН.

Класс 4. = (2500 + 0,1 · 2500)300 = 0,825 МН.

Класс 5. = (3200 + 0,1 · 3200)300 = 1,056 МН.

2. При расхаживании бурильной колонны нагрузку следует увеличить на 25 %.

= 0,65 · 1,25 = 0,81 МН < = 1,25 МН (см. табл. 4.1)

3. При расхаживании самой тяжелой промежуточной обсадной колонны нагрузку следует увеличить на 15 %.

= 1.18 · 1,15 = 1,36 МН. Это > = 1,25 МН.

Поэтому выбираем буровую установку класса 4.

4. Определим запас грузоподъемности для промежуточной обсадной колонны по формуле 4.2:

n = = = 1,36 < [ n ] = 1,67 2,0.

Выбор класса буровой установки сделан правильно.

Выбор типа и числа насосов (или компрессоров) производится на основании расчетов расхода и давления бурового раствора или газожидкостной смеси (ГЖС).

Техническая характеристика наиболее распространенных насосов и компрессоров приводится соответственно в табл. 4.6 и 4.7.

Производительность насоса (компрессора) или группы насосов (компрессоров) должна быть равна или больше расчетной.

Полезная (гидравлическая) мощность насосов, необходимая для бурения каждого интервала скважины (в кВт) определяется из выражения

NН = QHi PHi (4.3)

где QHi - подача насосов, м3/с; PHi - давление насосов, МПа.

Мощность приводного двигателя (в кВт)

No = NH/?н.а, (4.4)

где ?н.а - общий КПД насосного агрегата от двигателя до нагнетательной линии,

?н.а = ?о?г?м; (4.5)

Таблица 4.3

Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения

Параметры

Буровые установки

БУ6500ДГ

БУ6500Э

БУ8000ДЭ

БУ8000ЭП

БУ15000

Максимальная грузо-подъемность, МН

Рекомендуемая глубина бурения (при массе бурильной колонны

30 кг/м), м

Диаметр талевого каната, мм

Максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната, кН

Вид привода

Тип привода

Лебедка

Буровой насос

Ротор

Вертлюг

Вышка

Кронблок

Талевый блок

Средства механизации:

расстановка свечей

удерживания колонны (пневматические клинья)

свинчивания и разви-нчивания свечей

регулятор подачи долота

3,2

6500

35

340

Дизель- гидравли-ческий

3,2

6500

35

340

Электри-ческий перемен-ного тока

4,0

8000

38

420

Дизель- электричес-кий пос-тоянного тока

4,0

8000

38

420

4,0

15000 (трубы из легкого сплава)

38

420

Электрический постоянного тока

Групповой

Раздельный

ЛБУ-1700

ЛБУ-1700Д

У2-300

У2-300

ЛБУ-3000

УНБ-1250

УР-760

УВ-450

ВБА-58-400

УКБА-7-500

УТБА-6-400

АСП-6

ПКР-300М

У8-7-МА2

Р-560

У7-760

УВ-320

ВА-45-320

УКБА-7-400

УТБА-6-320

ВА-58-300

У3-300

УЧ-300

АСП-3М5

-

АСП-5

ПКР-300

-

-

-

ПКР-560

АКБ-3М

РПДЭЗ

АКБ-3М2

-

АКБ-3М300

РПДЭ-3-300

Примечание. 1. Максимальная оснастка талевой системы 67. 2. Длина свечи 36 м.

3. Число насосов - три. 4. Дизель-генераторная станция АСДА-200 мощностью

200 кВт.

Таблица 4.4

Технические характеристики буровых установок

Параметры

БУ 5000/320

ДГУ-1

БУ 5000/320

ЭУК-Я

БУ 5000/320

ЭР-0

БУ 5000/320 ЭР

БУ 6500/450 ЭР

БУ 5000/450 ЭР-Т

БУ 6500/450 ДГ

БУ 8000/500 ЭР

Допускаемая нагрузка на крюке, кН

Условная глубина бурения, м

Скорость подъема крюка при расхаживании колонн, м/с

Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее

Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт

Диаметр отверстия в стволе ротора, мм, не менее

Расчетная мощность привода ротора, кВт, не более

Мощность бурового насоса, кВт

Высота основания (отметка пола буровой), м, не менее

Тип привода

3200

5000

0,18

1,6

1100

700

370

950

8,0

Дизель-гидрав-лический

3200

5000

0,1±0,25

1,6

1100

700

370

950

9,6

3200

5000

0,1±0,25

1,6

1100

700

370

950

1180

8,0

4500

6500

0,1±0,2

1,74

1475

700

440

950

8,0

4500

5000

0,1±0,25

1,5

1100

700

440

1180

8,0

4500

6500

0,1±0,3

1,5

1250

700

440

950

8,0

Дизель-гидрав-лический

5000

8000

0,1±0,25

1,6

2200

950

500

1180

10,0

Электриче-ский пос-тоянного тока

Электрический постоянного тока

Параметры

БУ 2500/160 ДПБМ

БУ 3200/200

ЭУК-2М2

БУ 3200/200

ЭУК-М2У

БУ 3200/200

ЭУК-2М2Я

БУ 3200/200

ЭУК 3 МА

БУ 3200/200

ДГУ-1М

БУ 3200/200

ДГУ-1У

БУ 3200/200

ЭУ-1М

БУ 3200/200

ЭУ-1У

БУ 4500/270

ЭКБМ

БУ 5000/320

ДГУ-1Т

Допускаемая нагрузка на крюке, кН

Условная глубина бурения, м

Скорость подъема крюка при расхаживании колонн, м/с

Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее

Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт

Диаметр отверстия в столе ротора, мм, не менее

Расчетная мощность привода ротора, кВт, не более

Мощность бурового насоса, кВт

Высота основания (отметка пола буровой), м, не менее

Тип привода

1600

2500

0,15

1,5

550

520

300

600

6,6

Дизель-гидра-влический

2000

3200

0,2±0,05

1,5

670

700

370

950

7,2

Электрический переменного тока

2000

3200

0,2

1,63

670

700

370

950

7,2

Электрический

посоянного тока

2000

3200

0,2±0,05

1,5

670

700

280

950

6,0

Дизель-гид-равлический

2000

3200

0,2±0,05

1,5

660

700

370

950

6,0

Электри-ческий пе-ременного тока

2700

4500

0±1,6

1,6

900

700

370

1180

9,89

Электри-ческий постоян-ного тока

3200

5000

0,18

1,6

1100

700

370

950

8,0

Дизель-гидрав-лический

где ?о = 0,98 0,96 - коэффициент объемной подачи для исправного насоса; ?Г = 0,97 0,98 - гидравлический КПД, оценивающий потери мощности в каналах входного и выходного коллектора, гидравлической коробке и клапанах; ?М = 0,80 0,87 - механический КПД насоса при работе на полезной мощности.

Пример 4.4. Выбрать тип и количество буровых насосов для бурения различных интервалов скважины глубиной Н = 3300 м для условий, приведенных в табл. 4.8.

Бурильные трубы с приварными замками и высаженными концами ТБПВ диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм; УБТ диаметром dУ = 75 мм и длиной lУ = 180 м.

Р е ш е н и е. По формуле (4.3) полезная мощность насосов, необходимая для прокачки бурового раствора при бурении (в кВт):

Таблица 4.5

Наименование обсадной колонны

Диаметр , мм

Толщина стенок, м

Глубина спуска, м

Вес 1 м колонны q, Н/м

Кондуктор

Промежуточная

Эксплуатационная

351

244,5

146

10

10

8, 9 и 10

450

3500

4500

825

569

313*

* Усредненный вес 1 м обсадной колонны.

под кондуктор

Nн.к = 0,058 ·16 · 106 = 928 · 103 Вт = 928 кВт;

под промежуточную колонну

Nн.п.к = 0,04 · 17,8 · 106 = 712 кВт;

открытого ствола

Nн.о.с + 0,025 · 16,5 · 106 = 412,5 кВт.

Для заданных условий из табл. 4.6 можно выбрать насос У8-7МА2 гидравлической мощностью 700 кВт и приводной 825 кВт.

При бурении под кондуктор полезная мощность, развиваемая двумя насосами

Nн = 2Nн (к) = 2 · 700 = 1400 кВт;

запас полезной мощности насосов

1400 - 928 = 472 кВт.

Для бурения второго интервала скважины требуется полезная мощность 712 кВт, вследствие чего этот интервал следует бурить также двумя насосами с запасами мощности

700 • 2 -712 = 1400 - 712 =688 кВт

Мощность двигателя привода насоса определяется из выражения (4.4)

Nо = 700/0,8 = 875 кВт,

где ?н.а = 0,97 · 0,97 · 0,85 0,8. (см. ф-лу 4.5)

Таблица 4.6

Основные параметры буровых насосов

Параметры

БРН-1

У8-6МА2

У8-7МА2

УНБ-1250

Мощность, кВт

приводная

гидравлическая

Максимальное число двойных ходов поршня в 1 мин

Ход поршня, мм

Давление, МПа, подача, л/с, при диаметре втулок, мм:

130

140

150

160

170

180

190

200

Частота вращения приводного вала, мин-1

Габариты, мм:

длина

ширина

высота

Масса, т

367

294

72

300

19,6/15,0

14,6/17,8

14,1/20,8

12,3/24,0

10,8/27,2

9,6/31,0

-

-

310

3969

2630

2702

14,76

585

500

65

400

25,0/18,9

22,3/22,7

19,0/26,7

16,3/31,0

14,3/35,5

12,5/40,4

11,1/45,5

10,0/50,9

325

3020

5100

3300

26,73

825

700

65

400

-

32,0/22,3

27,2/26,3

23,4/30,5

20,4/35,0

18,0/39,8

15,9/44,8

14,2/50,2

332

3340

5610

3380

33,7

1250

1060

60

450

-

-

40,0/26,7

35,0/31,1

30,5/35,7

26,5/40,7

23,6/45,4

21,0/51,4

265

3890

6740

3400

47,2

Таблица 4.7

Основные параметры компрессоров

Изготовитель

Шифр

Подача Q,

м3/мин*

Максимальное давление Р, МПа

Мощность на валу N, кВт

Россия

Италия

Австрия

Румыния

КС-20/45

КС-16/100

КПУ-16/100

КПУ-16/250

УКП-80

СД-15/25

4НО/2а-М

VBC-3438W3

МС-10

ЕС-10

1V15/7

2V30/7

3V45/7

XOB

163

20

16

16

16

8

15

18

40

10

10

15

30

45

17-21

52

4,5

10,0

10,0

25,0

8,0

25,0

8,0

4,0

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

10,0

3,0

255

300

300

251

173

220

223

356

77-88

75

100

200

300

160

500

* В стандартных условиях.

Таблица 4.8

Наименование обсадной колонны

Диаметр обсадной колонны, мм

Глубина спуска, м

Диаметр долота, мм

Q, м3/с

Давление бурового насоса в нагнетатель-ной линии, МПа

Кондуктор

Промежуточная

Открытый ствол

323,9

244,5

-

420

2100

-

444,5

295,3

215,9

0,058

0,04

0,025

16,0

17,8

16,5

Основные параметры ротора (проходное отверстие в столе, допускаемая статистическая нагрузка, частота вращения его и мощность) выбираются в соответствии с требованиями, предъявляемыми технологией бурения. Основные характеристики роторов приведены в табл. 4.9.

Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении и креплении скважин

Dп.о = Dд.н + , (4.5)

где Dд.н - диаметр долота при бурении под направление, мм; - диаметральный зазор, необходимый для свободного прохода долота, мм, = 30 50 мм.

Таблица 4.9

Техническая характеристика роторов

Параметры

ВЗБТ

Уралмашзавод

Р-460

Р-560

Р-560

Р-700

Р-950

Р-1260

Допустимая нагрузка на стол, МН

статическая

при частоте вращения 100 об/мин

Наибольшая частота вращения стола, об/мин

Диаметр отверстия в столе, мм

Условный диапазон

глубин бурения, м

Статическая грузоподъ-емность подшипника основной опоры, МН

Передаточное отноше-ние конической пары

Максимальная мощность, кВт

Габариты, м:

длина

ширина

высота

Масса, т

Вместимость масляной ванны, л

2,7

1,2

300

460

600-1250

2,58

3,15

200

1,94

1,18

-

3,1

-

3,0

1,78

350

560

1600-2500

4,10

2,7

280

2,31

1,35

0,75

5,7

-

4,0

1,78

250

560

2500-4000

8,42

3,61

370

2,31

1,62

0,75

5,8

22

5,0

2,3

250

700

3200-5000

9,00

3,13

370

2,27

1,54

0,68

4,8

55

6,3

3,2

250

950

4000-8000

9,67

3,81

500

2,42

1,85

0,75

7,0

55

8,0

3,2

200

1260

6500-12500

12,5

3,96

600

2,87

2,18

0,78

10,27

92

Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора должна быть достаточной для удержания в неподвижном состоянии наиболее тяжелой обсадной колонны, но одновременно не превышать статической грузоподъемности подшипника главной опоры стола ротора:

Мmax Gдоп Gо, (4.6)

где Мmax - вес наиболее тяжелой обсадной колонны, кН; Gдоп - допускаемая статическая нагрузка на стол ротора; Gо - статическая грузоподъемность подшипника основной опоры стола ротора.

Наибольшая частота вращения стола ротора ограничивается критической для шарошечных долот Nmax 250 мин-1, а наименьшая Nmin = 15 50 мин-1 используется при бурении глубокозалегающих абразивных и весьма твердых пород, забуривании и калибровке ствола скважины, для периодического проворачивания бурильной колонны с целью устранения прихватов, а также при бурении забойными двигателями при ловильных работах.

Мощность ротора должна быть достаточной для вращения бурильной колонны, долота и разрушения горной породы:

Nр = (Nх.в + Nд)/р, (4.7)

где КПД ротора, р = 0,90 0,95; Nх.в и Nд - мощность, затрачиваемая соотвественно на холостое вращение труб и разрушение пород, кВт (формулы для расчета Nх.в и Nд приведены в разделе 5); р - КПД ротора, р = 0,90 ? 0,95.

Пример 4.5. Определить мощность ротора при бурении скважины долотом 393,7 мм в породах средней твердости для следующих условий:

длина бурильной колонны 1800 м; диаметр бурильных труб d = 140 мм; частота вращения n = 120 мин-1; плотность бурового раствора = 1,4 · 103 кг/м3.

Р е ш е н и е. По формуле (5.26) мощность на холостое вращение бурильной колонны

Nх.в = 13,5 · 10-7 · 1800 · 0,142 · 1201,5 · 0,39350,5 · 1,4 · 103 = 55,0 кВт.

Мощность на разрушение породы (по формуле 5.27)

Nд = 2,3 · 10-7,7 · 120 · 0,39370,4 · 2000001,3 = 29,5 кВт.

По формуле (4.7)

Nр = (55,2 + 14,6)/0,90 = 77,5 кВт.

Основные параметры вышек буровых установок, кронблоков, талевых блоков, крюков, крюкоблоков приведены в табл. 4.10 и 4.11.

При выборе основных параметров вертлюга необходимо учитывать следующее: допускаемая статическая нагрузка вертлюга должна быть не менее допускаемой нагрузки на крюке БУ; максимальное давление прокачиваемого бурового раствора (табл. 4.12) должно быть не менее наибольшего давления насосов, используемых в БУ соответствующего класса.

Таблица 4.10

Основные параметры вышек буровых установок

Параметры

А-образные

Башенные

БУ-50БрД

БУ-80БрД

БУ-80БрЭ

БУ-125БрД

БУ-125БрЭ

ВА-41?170

ВА-45?200

ВА-45?250

ВА-45?320

ВБА-58?300

ВБА-58?400

Максимальная на-грузка на вышку, кН

Полезная высота вышки, м

Расстояние между опорами, м

Полезная площадь подсвечников, м2

Масса, т

900

31,68

5,5

2

12,62

1850

39,5

7,2

2,5

19,3

2500

41,2

8,5

8

25,6

2150

41

9,2

5

33,19

2500

45

10,3

8

33,14

3100

45

10,3

8

30,70

3900

45

10,3

8

44,10

4800

58

16,5

12

-

5000

58

14,5

20

-

Оборудование

Грузоподъем-ность, МН

Число канатных шкивов

Масса, т

Кронблоки

БУ-50БрД

БУ-80БрД

БУ-80БрЭ

БУ-125БрД

БУ-125БрЭ

УКБА-6-200

УКБА-6-250

УКБА-6-270

УКБА-6-320

УКБА-7-400-1

У-300

УКБА-7-500

0,9

1,85

2,5

2,0

2,5

2,7

3,2

4,0

3,0*

5,0

6

5

6

6

6

6

7

7

7

7

1,27

2,06

3,49

2,7

5,8

3,4

6,0

7,0

8,3

11,7

Талевые блоки

БУ-50БрД

БУ-80БрД

БУ-80БрЭ

БУ-125БрД

БУ-125БрЭ

УТБА-5-170

УТБА-5-200

УТБА-5-225

УТБА-5-250

УЧ-300

УТБА-6-320

УТБА-6-400

0,7

1,4

2,0

1,7

2,0

2,25

2,50

3,0*

3,2

4,0

4

4

5

5

5

5

6

6

6

6

2,515

4,480

5,280

4,400

7,300

3,200

6,700

10,300

9,600

12,500

Крюки

БУ-50БрД

БУ-80БрД

БУ-80БрЭ

БУ-125БрД

БУ-125БрЭ

УК-225

УК-300

1,1

1,4

2,0

2,25

3,0

-

-

-

-

-

0,93

1,427

2,140

2,900

4,800

Крюкоблоки

КБ-125

КБ-200

1,25

2,0

-

-

3,680

6,155

* Для буровых установок сверхглубокого бурения (БУ8000ДЭ и БУ8000ЭП)

Таблица 4.12

Основные параметры вертлюгов

Параметры

БУ-75

ШВ-14-160М

УВ-250

УВ-320

УВ-450

Статическая грузопо-дъемность, МН

Диаметр проходного отверстия в стволе, мм

Максимально допусти-мое давление бурового раствора в стволе, МПа

Максимальная частота вращения, мин-1

Габариты, мм:

высота с переводником

ширина по оси пальцев штропа

Масса, т

1,0

100

15

170

-

-

-

1,6

100

20

250

3040

1016

2,100

2,5

75

25

200

2850

1090

2,300

3,2

75

32

200

3000

1200

2,980

4,5

75

40

150

3270

1320

3,815

Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок приведена в табл. 4.13.

Противовыбросовое оборудование устья скважины выбирается исходя из следующих условий

рпрв>(ру)max, (4.8)

dп.о(прв) > D,

где рпрв - рабочее давление превенторов (табл. 4.14); (ру)max - максимально ожидаемое давление на устье скважины при газонефтеводопроявлении; dп.о(прв) - диаметр проходного отверстия в превенторе; D - диаметр долота, в котором предстоит бурить ствол скважины после установки этого оборудования, с учетом наибольшего наружного диаметра обсадной колонны, которой нужно крепить пробуренный интервал.

ГОСТ 13862-80 предусматривает четыре типовых схемы оборудования устья скважин с числом плашечных превенторов от одного до четырех при бурении на суше.

В зависимости от ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений в скважине рекомендуются схемы монтажа оборудования для герметизации устья скважины, представленные на рис. 4.1.

В морских скважинах с устьем на дне моря устанавливают три плашечных превентора, а иногда и четыре, а над ними универсальный превентор. В морских установках монтируют иногда два универсальных превентора, при бурении под давлением над этим превентором располагают вращающийся превентор.

Таблица 4.13

Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок

Оборудование

БУ-50БрД

БУ-80БрД

БУ-80БрЭ

Уралмаш 3000БД, 3000БЭ;

БУ-125БрД, БУ-125БрЭ;

Уралмаш 4000ДГУ, 4000ЭУ

Уралмаш 3Д-76

4Э-76; Уралмаш 5000ДГУ, 5000ЭУ

Блок приготовления

буровых растворов:

БПР-40

БПР-70

Емкость с полезным объемом, м3:

30

40

50

Перемешиватели:

4УПГ

ПЛ1, ПЛ2

Вибросито ВС-1

Пескоотделители

Илоотделители

Дегазатор

Емкость с перемешива-телем для приготовления химреагентов

Блок хранения химреа-

гентов БХР с дозатором

-

-

3

-

-

6

5

1

1

1

1

-

1

2

1

5

4

-

10

7

2

1

1

1

1

1

4

2

6

6

5

12

9

2

1

1

1

1

1

Таблица 4.14

Основные технические характеристики превенторов

Тип превен-тора

Шифр превентора

Диаметр проход-ного от-верстия, мм

Давление, МПа

Плашки сменные под трубы диа-метром, мм

рабочее

пробное

Плашечный

ППГ-156320

ППГ-156320ХЛ

ППГ-203320Бр

ППГ-203500Бр

ППГ-203700Бр

ППГ-307200

ППГ-307200ХЛ

ППГ-307320

ППГ-350350

ППГ-406125

ППГ-520140

156

203

307

350

406

520

32

32

50

70

20

32

35

12,5

14

64

64

75

105

40

64

70

25

21

60; 63,5; 73

89; 102; 114

60; 63,5; 73

89; 102; 114;127

102; 114; 124;

127; 140; 146;

168; 178

194; 197; 203;

219

114; 127; 146;

168; 178; 194;

197; 203; 219;

245; 273

127; 140; 146;

168; 178; 194;

197; 203; 219;

245; 273

114; 146; 168; 178; 194; 203; 219; 245; 273;

299; 324; 340;

351; 377; 407;

426

Универ-сальный

ПУГ-230320Бр

230

32

64

60; 63,5; 73;

89; 114; 127; 141; 146; 168; 178; 194

Вращаю-щийся

ПВ-230320Бр-1

230

32

64

114; 89; 73