Устройство для бурения скважин на акваториях

Изобретение относится к области бурения скважин на акваториях, а именно к устройствам для погружения в породы колонны обсадных труб ударами по придонной муфте колонны. Устройство содержит трубчатый кожух, кольцевой забивной снаряд с двумя подпружиненными штоками и полукольцевыми пластинами и кольцевой переводник полукольцевых пластин из их горизонтального положения в отвесное и наоборот. С нижним концом кожуха соединен трубчатый ударник, забивной снаряд оснащен наковальней и соединен с ударником телескопически, кольцевой переводник надет на кожух с возможностью перемещения по нему. Масса переводника определена из условия равенства силы его давления на штоки и силы упругости пружин снаряда сжатию при работе их в воде с качающегося на волнах плавучего бурового основания. Внутренний диаметр кольцевого переводника на 0,004-0,010 м больше максимального наружного диаметра элементов трубчатого кожуха. Наружный диаметр нижнего торца переводника равен или больше расстояния между наружными поверхностями штоков забивного снаряда. Кромки верхнего и нижнего торцов переводника у его центрального кольцевого канала выполнены со скосом под углом от 10 до 15 градусов и высота скошенной кромки составляет 0,01 м от торца переводника. Повышает производительность бурения и надежность работы колонны, обеспечивает возможность увеличения глубин разведываемых акваторий. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Изобретение относится к области бурения скважин на акваториях, а именно к способам и устройствам для погружения колонны обсадных труб в породы ударным способом при бурении, преимущественно на море.

Известно устройство для погружения колонны обсадных труб в породы ударным способом, содержащее забивной снаряд, подвешенный на канате лебедки, и наголовник, навернутый на верхний конец колонны, погружаемой в породы [1, с.180, рис.43, а]. Погружают колонну труб в породы ударами забивным снарядом по ее наголовнику. При бурении скважин погружение колонны и отбор из нее пород чередуют. При этом в каждом рейсе на колонну труб устанавливают и затем снимают с нее громоздкий забивной снаряд.

Недостатки известного устройства при бурении им на море с плавучей буровой установки (ПБУ) заключаются в больших затратах труда и времени на выполнение вспомогательных операций, опасностях здоровью бурового персонала, малом значении КПД удара и низкой производительности бурения, особенно на акваториях с глубинами воды более 20 м.

Из-за волнения моря ПБУ при бурении качается. В этих условиях на постановки на колонну и снятия с нее забивного снаряда уходит много труда и времени, так как подвешенный на канате снаряд раскачивается над головами буровиков и создает опасности для их жизни. Из-за этого массу снаряда ограничивают от 300 до 550 кг, в зависимости от диаметра и длины погружаемой в породы колонны труб [3, с.279]. Энергии удара снарядом такой массы для производительного погружения колонны труб в породы недостаточно. При ударном бурении на суше масса забивного снаряда достигает 1200 кг [4].

Чем меньше соотношение масс снаряда М и ударяемой им колонны труб МК, тем меньше КПД удара. Это согласуется с вычислениями потерь энергии удара W по полученному на основании теоремы Карно [5] выражению

где W0 - энергия удара забивным снарядом по колонне;

β - коэффициент приведения массы колонны, который учитывает, что после удара не все части тела колонны движутся с одинаковой скоростью (при ударном сжатии стержней β=1/3 [5]).

Потери энергии удара по колонне труб длиной 40 м, диаметром 0,168/0,150 м и массой 1430 кг, вычисленные по выражению (1), составляют: 25% при ударе снарядом массой 1430 кг и 46,4% - снарядом массой 550 кг.

Значительная часть энергии удара теряется на продольные деформации колонны труб и в их резьбовых соединениях. Количество энергии удара WП, достигающее башмака колонны, можно определить из выражения работы [6]

где L - длина колонны от места удара до башмака;

α1 - потери энергии удара на 1 м цельной колонны (декремент затухания);

α2 - потери энергии в одном соединении труб колонны;

n - число резьбовых соединений в колонне.

Значения α1 и α2 зависят от конструктивного исполнения муфт и труб. Для ориентировочной оценки потерь энергии удара по колонне труб можно воспользоваться данными в [6]: α1=0,4% на 1 м круглой буровой стали; α2=7,5% в одной конусной муфте. Вычисления по (2) при этих значениях α1 и α2 показывают: до башмака колонны длиной 40 м, состоящей из труб длиной 2,2 м (максимальная при бурении с ПБУ), доходит не более 6% энергии удара.

Энергия удара теряется и на радиальные деформации части колонны, перекрывающей толщу воды. При глубине воды более 15 м эта часть колонны всегда прогнута из-за волнения моря, течений воды, дрейфа ПБУ. Потери энергии удара тем больше, чем больше глубина воды и длина колонны.

Известно устройство, предназначенное для бурения на акваториях глубже 20 м [1, с.125, рис.35, б]. Устройство содержит компенсатор вертикальных перемещений ПБУ, выполненный в форме патрубка-ударника с внутренним диаметром, большим наружного диаметра муфт труб колонны. При этом колонна разделена на верхнюю часть и нижнюю, погружаемую в породы. С верхним концом нижней части колонны жестко соединены муфта-ограничитель и наковальня. Патрубок-ударник надет на верхнюю трубу нижней части колонны с возможностью перемещения по трубе до упора вниз в наковальню и вверх в муфту-ограничитель. Верхний конец патрубка-ударника жестко соединен с нижним концом верхней части колонны.

На канате лебедки часть колонны с патрубком-ударником поднимают и наносят удары по наковальне. По мере погружения в породы нижней части колонны из нее по известным схемам извлекают керн и верхнюю часть колонны наращивают. На период наращивания и отстоя на время ожидания прекращения шторма верхнюю часть колонны стараются подвесить при помощи хомута на ПБУ в положении, при котором наковальня и муфта-ограничитель находятся примерно на одинаковых расстояниях от верхнего и нижнего концов патрубка-ударника. Если при этом длина патрубка-ударника в два раза больше высоты морской волны, то он при качке ПБУ не ударяет ни по наковальне, ни по муфте-ограничителю. При этом верхняя часть колонны не нагружает нижнюю часть колонны и уменьшается количество их поломок.

Однако в процессе погружения колонны труб в породы при ударе верхней части колонны по наковальне на нижнюю часть колонны передаются силы удара и тяжести верхней части. Поэтому при определенном сочетании гидрологического состояния акватории и глубины воды колонна труб разрушается. Способствует ее разрушению также отсутствие жесткого соединения между верхней и нижней частями колонны. По этим причинам при бурении известным устройством на акваториях с глубиной моря от 45 до 60 м и волнением более 3 баллов на каждую пробуренную скважину приходились по две-три, ликвидированные из-за прогиба и поломок колонны труб [1, с.127].

Использование для погружения труб в породы известного устройства с компенсатором вертикальных перемещений ПБУ возможно только на акваториях с глубинами воды, превышающими глубины скважин по породам на 15 м и более. Этот недостаток устройства обусловлен следующим:

1. Длина нижней части колонны изначально больше глубины скважины на длину патрубка-ударника, так как он к концу бурения скважины не должен погружаться в породы. Обычно длина патрубка-ударника не менее 7 м. Это позволяет находиться ПБУ на скважине при высоте волны до 3 м. При этом для погружения колонны труб в породы на глубину, например, 50 м необходимо, чтобы длина нижней части колонны изначально была не меньше 57 м;

2. Длина верхней части колонны должна иметь ударную массу хотя бы 450 кг. Такой массы колонна труб диаметром 0,146 м с толщиной стенки 0,009 м достигает при длине 15 м в воздухе. Требованиями Морского Регистра высота буровой вышки на ПБУ ограничена до 10 м. А так как для ударов верхнюю часть колонны поднимают вверх до 2,5 м, то ее возвышение над уровнем моря больше 7 м неприемлемо. При этом 8 м верхней части колонны в начале бурения скважины находится в воде (15-7=8) над нижней частью колонны.

Следовательно, с использованием известного патрубка-ударника бурить с ПБУ скважины глубиной 50 м по породам при глубине воды меньше 65 м (57+8=65) крайне трудно. Это подтверждает опыт бурения при глубинах моря от 40 до 60 м, где с большими трудностями ПБУ удавалось бурить за 7 месяцев сезона всего две скважины глубиной до 50 м по породам [1, с.127].

Недостаток известного устройства также в том, что колонна обсадных труб разделена на две части. Из-за этого: а) при необходимости продолжения бурения вращательным способом с промывкой из колонны через компенсатор уходит буровой раствор и загрязняет акваторию; б) невозможно использовать признанный эффективным при бурении с ПБУ способ извлечения колонны обсадных труб из скважины напором нагнетаемой в колонну воды [7].

Техническим решением, наиболее близким к настоящему изобретению и принятым в качестве прототипа, является устройство для забивки колонны обсадных труб в породы, содержащее кольцевой забивной снаряд для нанесения ударов по придонной муфте колонны и трубчатый кожух, нижний конец которого жестко соединен с корпусом забивного снаряда [1, с.252, рис.61]. В процессе погружения в породы колонны труб ударами по ее муфте устройство надето на колонну и подвешено посредством тросовой петли на канате буровой лебедки ПБУ. Забивной снаряд устройства выполнен по авторскому свидетельству [2] и снабжен двумя полукольцевыми пластинами, шарнирно соединенными с нижним торцом корпуса снаряда, и двумя штоками, установленными и подпружиненными в вертикальных каналах корпуса. Нижние концы штоков гибкой связью соединены с полукольцевыми пластинами, верхние концы возвышаются над корпусом снаряда на величину хода полукольцевых пластин от их горизонтального до отвесного положения.

Известное устройство, принятое за прототип, не требует постановки на колонну и снятия с нее забивного снаряда в каждом рейсе. Поэтому оно позволяет использовать забивной снаряд большой массы и эффективно погружать колонну труб в породы без опасности для здоровья персонала ПБУ. Это устройство повышает КПД ударов и скорость погружения колонны обсадных труб в породы, так как исключает потери энергии ударов в резьбовых соединениях труб, на продольные и радиальные деформации всей части колонны, возвышающейся над дном моря. При использовании этого устройства погружаемая колонна труб цельная. Это позволяет бурить скважины с промывкой водой и буровыми растворами без загрязнения морской среды и извлекать колонну обсадных труб из скважины напором нагнетаемой в нее воды [7].

Кроме того, известное устройство ограничивает стрелу прогиба колонны обсадных труб величиной зазора между стенками кожуха и колонны и повышает надежность работы колонны в процессе ее погружения в породы и бурения скважины. Однако оно не позволяет увеличить глубины разведываемых акваторий. Обусловлено это тем, что по окончании бурения скважины по колонне труб первым поднимают кожух с забивным снарядом до упора штоков снаряда в платформу ПБУ и открытия пластин снаряда, и только после этого извлекают колонну [2]. Но после демонтажа кожуха обсадная колонна не защищена от изгиба и поломки, поэтому глубины разведываемых акваторий ограничены прочностью колонны. Для исключения поломок обсадной колонны ее следовало бы извлекать первой, внутри забивного снаряда и трубчатого кожуха. Однако этому препятствуют полукольцевые пластины снаряда, так как в них упираются муфты труб поднимаемой колонны.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в создании такого устройства для погружения колонны обсадных труб в породы дна акваторий, которое бы позволяло перемещать колонну труб с их муфтами внутри забивного снаряда не только вниз, но и вверх. Такое устройство этим самым предохраняло бы колонну труб от разрушения в процессе не только бурения, но и демонтажа скважины на акваториях с большими глубинами воды, а также во время вынужденного отстоя на период сильного волнения моря.

Основной технический результат изобретения - увеличение глубин и площадей разведываемых акваторий, исключение поломок части колонны труб, возвышающейся над дном моря, облегчение труда бурового персонала, повышение безопасности работы, увеличение частоты нанесения ударов по колонне и, соответственно, увеличение скорости и производительности бурения скважин с ПБУ при одновременном снижении стоимости бурения.

Технический результат предлагаемого изобретения достигается следующим образом.

Предлагаемое устройство для бурения скважин на акваториях включает подвешенный на тросовой петле трубчатый кожух и кольцевой забивной снаряд для нанесения ударов по придонной муфте колонны. Снаряд снабжен двумя расположенными и подпружиненными в вертикальных каналах корпуса снаряда штоками и двумя полукольцевыми пластинами, шарнирно соединенными с нижним торцом корпуса снаряда. Нижние концы штоков гибкой связью соединены с полукольцевыми пластинами, а верхние возвышаются над корпусом снаряда на величину хода полукольцевых пластин от их горизонтального до отвесного (почти вертикального) положения.

Отличительными особенностями устройства является то, что с нижним концом трубчатого кожуха жестко соединен трубчатый ударник, забивной снаряд оснащен наковальней и соединен с ударником телескопически, на трубчатый кожух надет с возможностью перемещения по нему подвешенный на канате кольцевой переводник полукольцевых пластин забивного снаряда из их горизонтального положения в отвесное и наоборот, и масса переводника определена из выражения

где С - жесткость пружины одного штока, Н/м;

h - превышение штоков над верхним торцом корпуса снаряда, м;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

а - ускорение движения ПБУ и переводника вниз при качке ПБУ, м/с2.

Отличие предлагаемого устройства также в том, что внутренний диаметр кольцевого переводника на 0,004-0,010 м больше максимального наружного диаметра элементов трубчатого кожуха, наружный диаметр нижнего торца переводника равен или больше максимальному расстоянию между наружными поверхностями штоков, возвышающихся над корпусом забивного снаряда, но не больше наружного диаметра корпуса снаряда, кромки верхнего и нижнего торцов кольцевого переводника у его центрального кольцевого канала выполнены со скосом под углом от 10 до 15 градусов и высота скошенной кромки составляет 0,01 м от торца переводника.

На фиг.1 изображен общий вид устройства в процессе забивки колонны обсадных труб в породы при бурении с ПБУ, разрез; на фиг.2 - разрез А-А на фиг.1; на фиг.3 - вид сбоку устройства на фиг.1 при перестановке забивного снаряда на находящуюся выше него муфту, разрез; на фиг.4 - вид сбоку устройства на фиг.1 при извлечении колонны обсадных труб из скважины и в период отстоя на время шторма, вырывы; на фиг.5 - разрез Б-Б на фиг.4 варианта конструкции кольцевого переводника и его канатной подвески.

Устройство для бурения скважин на акваториях содержит кольцевой забивной снаряд 1, соединенный со снарядом телескопически трубчатый ударник 2, жестко соединенный с ударником 2 трубчатый кожух 3 и надетый на кожух 3 с возможностью перемещения по нему на подвесном канате 5 кольцевой переводник 4 забивного снаряда 1 из состояния спуска и забивки колонны труб 14 в породы в состояние извлечения колонны из скважины.

Забивной снаряд 1 включает две полукольцевые пластины 6, два шарнира 7, соединяющие симметрично противоположные периферийные части пластин 6 с нижним торцом корпуса снаряда 1. В металлическом корпусе снаряда 1 симметрично оси его центрального канала выполнены два сквозных вертикальных канала 8 с уступами. На уступы установлены пружины 9, с опорой на пружины 9 установлены с возможностью перемещения в каналах 8 штоки 10, нижний конец каждого штока соединен с каждой из пластин 6 при помощи тросовой связи 11, пропущенной внутри пружины 9.

Величину предварительного сжатия пружин 9 и, следовательно, усилие, с которым полукольцевые пластины 6 прижаты к нижнему торцу корпуса забивного снаряда 1, регулируют посредством изменения длины тросовой связи 11 при сборке снаряда. В положении забивного снаряда 1, при котором полукольцевые пластины 6 прижаты к нижнему торцу его корпуса, верхние концы штоков 10 возвышаются над верхним торцом корпуса снаряда 1 на величину хода пластин 6 до их отвесного положения при установленной максимальной величине сжатия (осадки) пружин 9. Максимальное сжатие пружин 9 обеспечивает переводник 4 путем постановки его на штоки 10 снаряда. Под тяжестью переводника необходимой массы штоки 10 сжимают пружины 9 и погружаются в каналах 8 настолько, что торцы верхних концов штоков 10 опускаются до уровня верхнего торца корпуса снаряда 1. При этом полукольцевые пластины 6 снаряда 1 занимают отвесное положение.

Для перевода полукольцевых пластин забивного снаряда из горизонтального в отвесное положение и их удержания в отвесном положении сила давления Р переводника на штоки снаряда всегда и везде (на суше или в воде) должна быть равной или большей силы упругости пружин F сжатию, т.е.

Сила упругости пружин F штоков не зависит от того, находится ли снаряд в воде или на суше, в движении или в покое. Сила упругости пружин F постоянна и зависит от их количества n, жесткости С и высоты сжатия h, т.е.

Вес Р и сила давления переводника на штоки снаряда изменяются в зависимости от того, находится ли переводник на суше или в воде, в движении или в покое. Для соблюдения условия (4) вес переводника изменяют путем изменения его массы М. На суше вес переводника Р, необходимый для перевода полукольцевых пластин в отвесное положение, равен его силе тяжести

где Р - вес переводника, необходимый для сжатия n-го количества пружин штоков снаряда на заданную величину h в условиях суши, Н;

M1 - масса переводника, необходимая для сжатия пружин штоков - забивного снаряда на заданную величину h на суше, кг;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Вес Р и сила давления переводника на штоки снаряда в воде уменьшаются на величину силы Архимеда. В морской воде со средней плотностью 1025 кг/м3 для соблюдения условия (4) вес переводника необходимо определять по выражению

где М2 - масса переводника, необходимая для сжатия на заданную величину h пружин забивного снаряда, находящегося в морской воде, кг.

В период отстоя на время шторма трубчатый кожух с забивным снарядом и находящимся на нем переводником зафиксированы на палубе качающегося на волнах ПБУ. При этом из-за вертикальных перемещений ПБУ вес переводника и сила давления его на штоки постоянно изменяются: при подъеме на волне вверх увеличиваются, при опускании вниз - уменьшаются. Уменьшение силы давления на штоки недопустимо, так как пружины их приподнимут и приподнимут полукольцевые пластины, а это связано с различного рода поломками оборудования.

При опускании ПБУ на волне вниз вес переводника уменьшается в зависимости от ускорения а, с которым опускается ПБУ. Для соблюдения условия (4) с целью исключения поломок оборудования во время отстоя на период шторма необходимый вес переводника следует определять из выражения

где М3 - масса переводника, необходимая для сжатия на величину h пружин штоков снаряда, находящегося в морской воде в период качки ПБУ, кг;

а - ускорение движения ПБУ и переводника вниз при качке ПБУ, м/с2.

Для соблюдения (4) необходимо также учесть: а) вода оказывает сопротивление движению переводника; б) на больших глубинах моря плотность воды бывает больше среднего значения; в) необходимость отстоя ПБУ на скважине в период непредвиденного усиления волнения. Влияние этих условий на вес переводника незначительно. Тем не менее, для повышения надежности работы переводника, его вес целесообразно определять из выражения

где М - масса переводника, рекомендуемая для безаварийного бурения скважин на акваториях с использованием предлагаемого устройства, кг.

С учетом выражений (4) и (5) выражение (9) можно представить в виде

Решая (10) относительно массы М переводника и учитывая, что забивной снаряд предлагаемого устройства оснащен двумя штоками (n=2), окончательно получают приведенное выше выражение (3).

Пружины на заводах изготовляют по соответствующим ГОСТам, в которых указана жесткость С пружин, размеры и другие их характеристики. Если в изготовленном забивном снаряде штоки укомплектованы пружинами с неизвестной жесткостью, то массу переводника, необходимую для сжатия пружин двух штоков на заданную величину h на суше, можно определить экспериментально. Для этого штоки снаряда нагружают, например, металлическими пластинами. После достижения верхними торцами штоков верхнего торца корпуса снаряда массу груза взвешивают или вычисляют по его объему и плотности. Затем, подставив это значение массы в выражение (6), получают вес переводника и, соответственно, силу упругости пружин двух штоков сжатию на заданную величину h (F=2·С·h). Подставив половину полученного значения F в числитель выражения (3), получают значение массы М переводника, необходимой для его работы при бурении на акваториях с ПБУ.

Предлагаемый вариант переводника 4 выполнен из двух кольцевых пластин, жестко соединенных трубой длиной от 2 до 3 м. Наружный диаметр нижней пластины равен или больше максимального расстояния между наружными поверхностями штоков 10, возвышающихся над верхним торцом корпуса забивного снаряда 1, но не больше наружного диаметра корпуса снаряда. Внутренний диаметр переводника 4 больше максимального наружного диаметра элементов трубчатого кожуха 3 на 0,004-0,010 м. Со стороны центрального канала переводника 4, перемещаемого вверх и вниз на канатной подвеске 5 по кожуху 3, кромки торцов верхней и нижней кольцевых пластин выполнены со скосом под углом от 10 до 15 градусов и высота скоса составляет 0,01 м от торца переводника. При таком конструктивном выполнении и геометрических размерах переводника легко обеспечивается его масса, достаточная для необходимой величины сжатия пружин 9. Возможное превышение массы изготовленного переводника над вычисленным значением его массы отрицательного влияния на работу устройства не оказывает.

Для увеличения частоты ударов по придонной муфте колонны с нижним концом трубчатого кожуха 3 жестко соединен трубчатый ударник 2, последний телескопически соединен с забивным снарядом 1 и центральный кольцевой канал снаряда 1 выполнен с уступом, исполняющим роль наковальни 12. Перемещения ударника 2 в снаряде вниз ограничивает наковальня 12, а вверх - кольцевой ограничитель 13, жестко соединенный с корпусом снаряда 1.

Предлагаемое устройство выполнено таким образом, что диаметр центрального отверстия, образуемого полукольцевыми пластинами 6 в их закрытом положении, больше наружного диаметра обсадных труб 14 и меньше наружного диаметра их соединительных муфт 15 и башмака 16, а минимальный диаметр центрального канала забивного снаряда 1 и внутренние диаметры трубчатого ударника 2 и трубчатого кожуха 3 больше наружных диаметров муфт 15 и башмака 16. В процессе погружения колонны труб в породы ударами по ее придонной муфте 15 устройство подвешено на тросовой петле 17, концы которой соединены с верхним концом трубчатого кожуха 3, а середина петли соединена с канатом 18 буровой лебедки (не показана).

При бурении скважин на море с ПБУ, оснащенного буровой лебедкой с канатом 18, предлагаемое устройство работает следующим образом.

Забивной снаряд 1 в сборе с трубчатым ударником 2 устанавливают на ляды (раздвигаемые поперечные ставни) 19, сдвинутые к центру проема ПБУ 20, и с муфтой ударника 2, незначительно возвышающейся над верхним торцом снаряда 1, соединяют первую трубу кожуха 3. Высота этой трубы не должна быть меньше высоты кольцевого переводника 4 и на нее надевают и опускают до упора в верхний торец корпуса снаряда 1 переводник 4. Затем с верхним концом первой трубы кожуха соединяют канат 18, собранную часть устройства вывешивают над проемом ПБУ 20, ляды 19 раздвигают и часть устройства опускают в буровой проем. По достижении уровня палубы ПБУ трубой переводника 4, имеющей минимальный наружный диаметр его, ляды 19 сводят к трубе переводника 4 и спуск устройства продолжают. Верхняя кольцевая пластина переводника 4, опустившись до ляд 19, останавливает движение переводника 4 вниз и надежно удерживает его на лядах 19 ПБУ.

Дальнейший спуск забивного снаряда 1 с ударником 2 и первой трубой кожуха 3 продолжают внутри неподвижного переводника 4. Завершив спуск, первую трубу кожуха 3 подвешивают на верхнем торце переводника 4 при помощи трубного хомута 21. Затем при помощи буровой лебедки и ее каната 18 поочередно наращивают трубы кожуха 3 и забивной снаряд на кожухе 3 опускают на расстояние от дна акватории, равное примерно от 1 до 2 м (в зависимости от силы волнения моря). После этого верхний конец кожуха 3 фиксируют на верхнем торце переводника 4 при помощи трубного хомута 21.

Теперь на канате 18 лебедки во внутрь кожуха 3 опускают поочередно трубы 14 колонны, соединяя их муфтами 15. При этом первоначально башмак 16, а затем муфты 15 под тяжестью опускаемой колонны раскрывают полукольцевые пластины 6 забивного снаряда 1, сжимая его пружины 9. После достижения башмаком 16 колонны дна акватории и возможного незначительного погружения ее в грунт под действием собственной тяжести движение колонны вниз прекращается. Затем колонну наращивают еще одной трубой 14, которая возвышается над палубой ПБУ и муфтой подвешенного на трубном хомуте 21 кожуха 3. Далее канат 18 отсоединяют от верхнего конца колонны труб 14 и соединяют с тросовой петлей 17, концы петли соединяют с муфтой верхнего конца кожуха 3, лебедкой на канате 18 и тросовой петле 17 кожух 3 приподнимают над переводником 4, освобождают от трубного хомута 21 и забивной снаряд 1 с кожухом 3 поднимают вверх до перехода полукольцевых пластин 6 снаряда 1 на находящуюся выше них муфту 15.

Путем подъема и сбрасывания кожуха 3 и снаряда 1 на находящуюся ниже полукольцевых пластин 6 муфту 15 (расхаживания), колонну труб 14 погружают в породы. В результате одного их сбрасывания колонне труб 14 через пластины 6 и муфту 15 передаются последовательно два удара: первый забивным снарядом 1, второй - трубчатым ударником 2, ударяющим по наковальне 12 снаряда 1. После достижения ударяемой муфтой 15 дна акватории, колонну наращивают очередной трубой 14 и подвешенный на тросовой петле 17 кожух 3 вместе со снарядом 1 на канате 18 перемещают снова вверх до положения, когда пластины 6 снаряда 1 установятся выше следующей муфты 15. После этого погружение колонны труб 14 в породы продолжают. Погружение колонны труб 14 в породы чередуют с отбором керна из скважины керноприемниками, используя для этого канат 18 буровой лебедки.

В процессе погружения колонны труб в породы с использованием предлагаемого устройства переводник 4 является заодно направляющей и центратором кожуха 3. Поэтому удары по придонной муфте 15 колонны можно наносить и при уходе верхнего конца кожуха 3 во внутрь переводника 4. Саму же колонну труб 14 возможно погружать с уходом муфты 15 верхнего конца колонны ниже верхнего конца кожуха 3. Это позволяет в процессе бурения использовать для наращивания колонны длинные трубы 14 и сократить количество наращиваний. При нахождении верхнего конца колонны труб 14 ниже верхнего конца кожуха 3 существенно облегчаются процессы отбора керна из скважины и наращивания труб, так как отпадает необходимость заправки керноприемника в колонну и отсоединения каната 18 от наращиваемой трубы на высоте, что в условиях качки ПБУ трудно и не безопасно.

Если бурение скважины ограничено только погружением колонны труб в породы и отбором из нее керна, то на конечном интервале скважины, на 10-15 м меньшем длины кожуха 3, колонну погружают в породы без наращивания труб 14. Соответственно на скважинах, глубины которых изначально на 10-15 м меньше длины кожуха 3, настоящее устройство позволяет погружать колонну в породы ударами вообще без наращивания ее трубами 14.

По завершении бурения скважины колонну труб 14, трубчатый кожух 3 и забивной снаряд 1 поднимают на ПБУ. Причем, первой, в отличие от прототипа, извлекают колонну труб 14. Это позволяет избежать поломок колонны большой длины из-за потери ее устойчивости, давления на нее сил волновых течений и дрейфа ПБУ. Однако перемещение труб 14 внутри снаряда 1 возможно только при опущенных вниз (висячих) полукольцевых пластинах 6 снаряда 1. Открывают и удерживают пластины 6 в отвесном положении в течение всего периода извлечения колонны из скважины следующим образом.

С кольцевым переводником 4 соединяют подвесной канат 5 вспомогательной лебедки 22, раздвигают ляды 19 на величину, достаточную для прохода верхней пластины переводника 4 ниже палубы ПБУ, и на канате 5 лебедки 22 переводник 4 опускают до упора его нижнего торца в штоки 10 забивного снаряда 1. Под тяжестью переводника 4 штоки 10 сжимают пружины 9 и опускаются вниз до ухода верхних торцов штоков 10 на уровень верхнего торца корпуса снаряда 1. Затем, с целью снятия полукольцевых пластин 6 с верхнего торца муфты 15 колонны труб 14, буровой лебедкой трубчатый кожух 3 вместе со снарядом 1 и находящимся на нем переводником 4 приподнимают на 1-1,5 м вверх. При этом полукольцевые пластины 6 опускаются на шарнирах 7 вниз до отвесного положения, так как пружины 9 сжаты на максимальную расчетную величину. А так как шарниры 7 пластин 6 установлены у внешней поверхности корпуса забивного снаряда 1, то минимальное расстояние между двумя противоположными пластинами 6 в их висячем положении больше диаметров муфт 15 и башмака 16 колонны труб 14. При этом пластины 6 не препятствуют движению вверх и вниз: а) забивного снаряда 1 и трубчатого кожуха 3 относительно колонны труб 14; б) колонны труб 14 внутри забивного снаряда 1 и трубчатого кожуха 3.

Затем ляды 19 ПБУ сдвигают к трубчатому кожуху 3, на кожух надевают и устанавливают на ляды трубный хомут 21, кожух 3 с забивным снарядом 1 и находящимся на нем кольцевым переводником 4 приспускают при помощи буровой лебедки вниз и верхний конец кожуха 3 фиксируют на лядах 19 ПБУ при помощи трубного хомута 21. Теперь при помощи буровой лебедки из скважины по известным схемам извлекают всю колонну обсадных труб 14, беспрепятственно поднимая ее внутри забивного снаряда 1 и кожуха 3.

После извлечения из скважины на ПБУ всей колонны обсадных труб 14 вспомогательной лебедкой 22 на канате 5 поднимают на палубу ПБУ кольцевой переводник 4. Далее при помощи буровой лебедки на канате 18 поднимают на поверхность и демонтируют трубчатый кожух 3 с забивным снарядом 1, полукольцевые пластины 6 которого после снятия переводника 4 со штоков 10 силой межвиткового давления пружин 9 автоматически были переведены в горизонтальное и прижатое к нижнему торцу корпуса снаряда 1 положение. По усмотрению бурового персонала снаряд 1 с трубчатым ударником 2 поднимают и укладывают на палубе или подвешивают в буровом проеме ПБУ. После этого ПБУ транспортируют на новую точку бурения и монтаж устройства для бурения скважин на акваториях, погружение колонны обсадных труб 14 в породы ударами и последующий демонтаж устройства осуществляют по описанной схеме.

В процессе погружения колонны труб 14 в породы ударами часто возникает необходимость вынужденной приостановки бурения на период сильного волнения моря и качки ПБУ. На время отстоя на канате 5 лебедки 22 до упора в штоки 10 опускают переводник 4 и полукольцевые пластины 6 забивного снаряда 1 переводят в висячее положение по описанной выше схеме. После этого трубчатый кожух 3 приподнимают на 2-3 м над палубой ПБУ и фиксируют на лядах 19 при помощи трубного хомута 21.

По окончании сильного волнения моря трубчатый кожух 3 освобождают от хомута и удерживают в подвешенном состоянии на канате 18 буровой лебедки, на канате 5 лебедки 22 поднимают и фиксируют на лядах 19 переводник 4. Полукольцевые пластины 6 снаряда 1 после освобождения штоков 10 от силы тяжести переводника 4 автоматически закрылись. Теперь кожух 3 приспускают вниз до упора пластин 6 забивного снаряда в верхний торец муфты 15, и процесс погружения колонны труб 14 в породы ударами продолжают до проектной глубины. По достижении башмаком 16 проектной глубины скважины на канате 5 лебедки 22 снова опускают переводник 4 до упора в штоки 10 и пластины 6 забивного снаряда 1 переводят в отвесное положение. Затем по уже описанной схеме первой извлекают из скважины колонну труб 14, а затем извлекают трубчатый кожух 3 с забивным снарядом 1.

Если проектом предусмотрено продолжение бурения ниже башмака 16 колонны труб 14 другими устройствами (например, для бурения по коренным породам вращательным способом), то находящуюся в скважине колонну обсадных труб 14 можно использовать в качестве бурового моноопорного (одноколонного) основания. Для этого после завершения погружения колонны труб 14 в породы ударами на канате 5 лебедки 22 по описанной выше схеме опускают переводник 4 до упора в штоки 10 и пластины 6 снаряда 1 переводят в отвесное положение, причем независимо от волнового состояния моря. Далее на верхний конец колонны труб 14, возвышающийся над палубой ПБУ, устанавливают буровой станок или устройство для продолжения бурения скважины любым необходимым способом внутри колонны труб 14.

Устройство прототипа [1] тоже позволяет использовать колонну обсадных труб 14 в качестве моноопорного основания, и бурить любым другим способом ниже ее башмака 16. Однако предлагаемое устройство, в отличие от устройства прототипа, позволяет продолжать бурение скважины ниже башмака 16 колонны труб 14 при открытых полукольцевых пластинах 6 забивного снаряда 1. Это исключает удары снаряда 1 по муфтам 15 и возникающие из-за этого поломки элементов снаряда 1 и колонны труб 14. При бурении с использованием устройства прототипа [1] такие удары и аварийные ситуации возникают при сильном ветровом волнении моря и неожиданном возникновении корабельных волн, особенно в темное время суток.

Устройствами прототипа и предлагаемым колонну обсадных труб погружают в породы ударами по ее придонной муфте. Это уменьшает потери энергии удара в колонне. Нахождение колонны обсадных труб в трубчатом кожухе при использовании устройств прототипа и предлагаемого позволяет погружать в породы колонну с уходом ее верхнего конца ниже верхнего конца кожуха, использовать для наращивания колонны длинные трубы, сократить количество наращиваний и затраты времени на их выполнение. Использование трубчатого кожуха, в отличие от аналогов, уменьшает количество операций отсоединения каната буровой лебедки от обсадной колонны и ввода в колонну керноприемника на высоте после наращивания колонны труб. В условиях качки ПБУ выполнение этих операций особенно трудно и опасно.

Однако трубчатый кожух в устройстве прототипа величину прогиба колонны обсадных труб ограничивает только в период погружения колонны в породы. Предлагаемое устройство, в отличие от прототипа, выполнено с возможностью перевода полукольцевых пластин забивного снаряда на любое необходимое время в отвесное положение. Благодаря этому трубчатый кожух предлагаемого устройства ограничивает величину прогиба колонны не только в процессе погружения ее в породы, но и при: а) извлечении колонны из скважины внутри забивного снаряда; б) отстое на время шторма; в) продолжении бурения ниже башмака колонны другими способами и устройствами.

Таким образом, возможность перевода и удержания полукольцевых пластин забивного снаряда предлагаемого устройства в отвесном положении уменьшает количество поломок колонны обсадных труб, перекрывающей толщу воды в месте бурения скважины, и позволяет увеличить глубины разведываемых акваторий в связи с повышением надежности работы колонны.

Важное достоинство предлагаемого устройства также в том, что телескопическое соединение забивного снаряда с трубчатым кожухом посредством трубчатого ударника позволяет увеличивать частоту нанесения ударов по погружаемой в породы колонне труб, так как при одном сбрасывании снаряда колонне можно передать два удара - первый забивным снарядом, второй трубчатым ударником. Это повышает производительность бурения.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Пронкин А.П., Хворостовский С.С. Прогнозирование направлений развития разведочного бурения на шельфе. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 300 с. (прототип: с.251-255, рис.61; аналоги: с.124-127, рис.35б и с.179-181, рис.43а).

2. Авторское свидетельство СССР №1173001, МКИ E02D 7/00, E21B 19/10, опубл. 15.08.1985. Бюл. №34.

3. Смолдырев А.Е. Методика и техника морских геологоразведочных работ.- М.: Недра, 1978. - 303 с. (с.279).

4. Волков С.А., Сулакшин С.С., Андреев М.М. Буровое дело. - М.: Недра, 1965. - 492 с. (с.106).

5. Беляев Н.М. Сопротивление материалов. - М.: Наука, 1976. - 608 с.

6. Техника бурения. / К.И.Иванов, М.И.Ермоленко, В.И.Дусев, В.Д.Андреев. - М.: Недра, 1966. - 380 с.

7. Авторское свидетельство СССР №848573, МКИ E21B 19/00, E02D 11/00, опубл. 23.07.1981. Бюл. №27.

1. Устройство для бурения скважин на акваториях, содержащее подвешенный на тросовой петле трубчатый кожух и кольцевой забивной снаряд для нанесения ударов по придонной муфте колонны труб, который снабжен двумя полукольцевыми пластинами, шарнирно соединенными с нижним торцом корпуса снаряда, двумя расположенными и подпружиненными в вертикальных каналах корпуса штоками, нижние концы которых гибкой связью соединены с пластинами, а верхние возвышаются над корпусом снаряда на величину хода пластин от их горизонтального до отвесного положения, отличающееся тем, что с нижним концом трубчатого кожуха жестко соединен трубчатый ударник, забивной снаряд оснащен наковальней и соединен с ударником телескопически, на трубчатый кожух одет с возможностью перемещения по нему подвешенный на канате кольцевой переводник полукольцевых пластин снаряда из их горизонтального положения в отвесное и наоборот, и масса переводника определена из выражения
M≥C·h/0,4(g-a),
где С - жесткость пружины одного штока, Н/м;
h - превышение штоков над верхним торцом корпуса снаряда, м;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
a - ускорение движения ПБУ и переводника вниз при качке ПБУ, м/с2.

2. Устройство для бурения скважин на акваториях по п.1, отличающееся тем, что внутренний диаметр кольцевого переводника на 0,004-0,010 м больше максимального наружного диаметра элементов трубчатого кожуха, наружный диаметр нижнего торца переводника равен или больше максимальному расстоянию между наружными поверхностями штоков, возвышающихся над корпусом забивного снаряда, но не больше наружного диаметра корпуса снаряда, кромки верхнего и нижнего торцов кольцевого переводника у его центрального кольцевого канала выполнены со скосом под углом от 10 до 15°, и высота скошенной кромки составляет 0,01 м от торца переводника.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к судостроению и предназначено, преимущественно, для применения в районах с экстремальными метеорологическими и ледовыми условиями. .

Изобретение относится к области геологоразведки и добычи полезных ископаемых на дне моря, а именно к подводному бурению скважин. .

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при добыче углеводородов из морских месторождений, расположенных под дном арктических морей.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым установкам, расположенным на дне моря. .

Изобретение относится к подводному бурению, в частности к донным буровым устройствам, и может быть использовано для взятия донных проб озер, рек, морей и океанов. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к плавучим морским платформам. .

Изобретение относится к области разработки месторождений при помощи скважин, расположенных на значительном удалении от берега, под водоохраной и природоохранной зонами на суше, в условиях арктических морей, в том числе под мощным дрейфующим ледовым покрытием.

Изобретение относится к буровому и эксплуатационному оборудованию морских скважин. .

Изобретение относится к области бурения и может быть использовано для бурения либо наземных, либо морских новых расположенных на одной линии нефтяных, газовых, минеральных и водяных скважин или для обслуживания расположенных на одной линии непродуктивных скважин с устьями скважин, выступающими, по крайней мере, на три метра над уровнем грунта

Группа изобретений относится к области бурения. Устройство и способ бурения, отбора керна и испытаний образцов и измерений на дне моря и водоемов, включающие в себя вертикально перемещающуюся и горизонтально стационарную поперечную балку, лебедку с намотанным на нее канатом, неподвижно закрепленную на поперечной балке, и вращатель шпинделя, установленный на поперечной балке, шпиндель с выполненным в нем каналом, приводимый в действие вращателем шпинделя, и овершот, имеющий один конец, соединенный с канатом, и другой конец, проходящий через канал в шпинделе для прикрепления к бурильному инструменту бурильной колонны и открепления от него. Шпиндель, канат и бурильная колонна вместе образуют общую центральную осевую линию во время прикрепления овершота к бурильному инструменту, открепления от него и во время бурения. Обеспечивает бурение, отбор проб и испытание в подводных условиях на дне моря и на дне водоемов. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 55 ил.

Группа изобретений относится к области бурения на морской акватории при поисках и разведке месторождений полезных ископаемых. Устройство для морского бурения содержит судно, опорную платформу, систему спуска и подъема бурового инструмента, механизм подачи и вращения буровой колонны, энергетическую установку в виде дизель-электрогенератора. Все буровое оборудование располагается на тримаране, в основном корпусе которого содержится кормовой гидроизолируемый отсек с основным комплексом бурильного оборудования и является буровой вышкой с системой спускоподъемных механизмов наращивания бурового снаряда и обсадных труб. Дополнительное и вспомогательное оборудование находится на поплавках-аутригерах. Энергетическая установка в виде дизель-электрогенератора с аккумуляторами, жилищно-бытовой комплекс, пульт управления, часть имущественных принадлежностей располагают в гидроизолируемой рубке, жестко закрепляемой на телескопических полуосях, внешние окончания их жестко закреплены и зафиксированы на каждом аутригере тримарана, а каждая полуось проходит через шарнирное соединение с каждым бортом основного корпуса, а вокруг верхней части бурового отсека расположены убирающиеся кронштейны с направляющими и фиксирующими роликами, на которые с аутригеров с двух сторон подаются и надвигаются на кронштейны две составные части, образующие кольцевые палубы, после их скрепления между собой и с помощью равномерно установленных по палубе двухбарабанных лебедок с парными канатами, стальными тросами или цепями, соединенных с якорями, фиксируют судно на морском дне над устьем скважины. Для уменьшения воздействия морских волн и течений на буровую установку в закрывающихся нишах содержатся азимутальные подруливающие винты с электродвигателями, которые поворачивают основной корпус внутри фиксированного заякоренного палубного каркаса, ориентируя килем против течения. Обеспечивается выполнение работы в изменяющихся климатических условиях. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к буровым установкам, предназначенным для бурения нефтяных и газовых скважин на шельфах арктических морей в условиях их долговременного ледового покрытия. Подводная буровая установка содержит буровой модуль с полом буровой установки, опорное основание, кассеты с трубами и инструментом/оборудованием. Кассеты размещаются под буровым модулем и имеют возможность замены по мере использования труб и инструмента/оборудования. Буровой модуль закреплен на опорном основании и снабжен устройством для его заполнения инертным газом или газом со сниженным содержанием кислорода с давлением, равным забортному. Буровой модуль снабжен устьевой воронкой, расположенной по центру, и горловинами для подачи труб и инструмента. Кассеты расположены под буровым модулем со смещением от центра и непосредственно под горловинами для подачи труб. Изобретение обеспечивает упрощение конструкции подводной буровой установки и повышение скорости подачи труб и бурового инструмента/оборудования к устью скважины. 3 ил.

Изобретение относится к области подводного бурения. Подводная система привода для бурения, добычи или переработки содержит электродвигатель с регулируемым числом оборотов, выполненный с возможностью подведения электропитания, реверсивный гидравлический насос, приводимый в действие двигателем, гидравлическую поршневую компоновку, соединенную с насосом и содержащую первую камеру, вторую камеру и поршень, разделяющий первую и вторую камеры и выполненный с возможностью приведения в действие клапана в подводной системе, резервуар текучей среды, соединенный с насосом и гидравлической поршневой компоновкой, и компенсатор давления. Насос, гидравлическая поршневая компоновка и резервуар соединены, по существу, в замкнутую гидравлическую систему. Обеспечивается возможность нормализации разности давлений между давлением снаружи и внутри гидравлической системы. 23 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к освоению подводных месторождений полезных ископаемых, преимущественно в арктических условиях, и может быть применено для подводного бурения и заканчивания скважин независимо от погодных условий и ледовой обстановки на поверхности. Подводный буровой комплекс состоит из подводной буровой установки, донной опорной плиты, подводного судна снабжения. Подводная буровая установка выполнена в виде отдельных модулей, например бурового модуля, модуля жилого и управления, энергетического модуля, модулей хранения расходных материалов. Энергетический модуль соединен кабельными связями с буровым модулем, модулем жилым и управления, модулями хранения расходных материалов. Модуль жилой и управления соединен сигнальными кабелями с буровым модулем, энергетическим модулем и модулями хранения расходных материалов. Модули хранения расходных материалов соединены шлангами с буровым модулем. Технический результат заключается в повышении эффективности работы бурового оборудования в арктических условиях. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к области шельфового бурения. Буровое судно содержит первый бурильный центр, включающий в себя хранилище для хранения первых водоотделительных колонн, второй бурильный центр для бурения второй скважины с того же самого судна, включающий в себя хранилище для хранения вторых водоотделительных колонн. Вторые водоотделительные колонны имеют меньший диаметр, чем первые водоотделительные колонны. Судно содержит два противовыбросовых превентора для второго бурильного центра. Способ бурения предусматривает создание бурового судна с двумя раздельными и различными бурильными центрами, каждый из которых способен выполнять бурение скважины; обеспечение водоотделительных колонн для каждого из бурильных центров; диаметр водоотделительных колонн для одного из бурильных центров меньше диаметра водоотделительных колонн для второго из бурильных центров; обеспечение двух противовыбросовых превенторов в соответствии с меньшим диаметром водоотделительной колонны вспомогательного бурильного центра. Обеспечивается бурение скважины с одного судна с двух разных бурильных центров, в частности, в арктических условиях. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к буровым научно-исследовательским судам (БНИС) для бурения без использования райзера. БНИС сборной конструкции состоит из двух симметричных половин, закрепленных на сдвижных крышках люков буровой шахты. Каждая половина выполнена выдвижной из днища судна, а их выдвижение и подъем производится по вертикальным направляющим, установленным на крышках люков, при помощи гидроприводов. Обеспечивается увеличение ресурса бурильных труб при бурении глубоководных скважин. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к области добычи углеводородов в арктических условиях. Мобильная буровая установка содержит верхний элемент, на котором расположена буровая вышка и который выполнен с возможностью транспортировки на плаву для перемещения к различным буровым площадкам и с возможностью разъемного соединения с башенным элементом, расположенным на базовом элементе фундаментного элемента. Указанный башенный элемент имеет часть, проходящую выше ожидаемого уровня льда, а фундаментный элемент выполнен с возможностью балластировки или дебалластировки так, что он может транспортироваться на плаву к месту монтажа. Верхний элемент содержит выдвигаемые стойки для подъема верхнего элемента из воды и его опускания в воду и выполнен с возможностью фиксирования сверху на указанном башенном элементе так, что выдвигаемые стойки могут быть подняты из воды после соединения верхнего элемента с башенным элементом. Обеспечивается повышение эффективности противостояния сильному поперечному дрейфу льда. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к техническим средствам для отбора проб. Установка для бурения с борта подводного аппарата включает консольную раму с направляющими штангами, подвижный подпружиненный вращатель с выходным валом, подвижную траверсу и колонковую трубу с буровой коронкой. Гидроцилиндр подачи усилия на ось бурения установлен параллельно оси бурения и соединен с неподвижным кронштейном с одной стороны, а с другой - с кронштейном подвижной траверсы с поджатым к ней посредством пружин вращателем, снабженным насосом для промывки буровой коронки, выполненным с возможностью всасывания воды из окружающей среды и дальнейшего нагнетания ее в скважину через колонковую трубу, установленную в люнет. Обеспечивается улучшение качества получаемых образцов. 8 ил.

Изобретение относится к области бурения скважин на акваториях, а именно к устройствам для погружения в породы колонны обсадных труб ударами по придонной муфте колонны

Наверх