Блоги

Ⅰ. Основные компоненты и функции1. ДвигательОсновная роль: Являясь первичным источником энергии трансмиссионной системы, он вырабатывает механическую энергию посредством сгорания топлива или электропривода и напрямую соединяется с приводным валом через выходной вал, запуская всю цепочку трансмиссии.Применимые сценарии: В буровых установках с механическим приводом или гибридных буровых установках чаще всего используется дизельный двигатель (например, V-образный 12-цилиндровый четырехтактный дизельный двигатель); в буровых установках с электрическим приводом он может быть заменен электродвигателем для непосредственной передачи мощности на приводной вал.2. Приводной валОсновная роль: Жесткий/гибкий вал (в основном, конструкция из полой стальной трубы, длина которой подбирается в зависимости от компоновки оборудования), соединяющий двигатель и редуктор. Он обеспечивает бесперебойную передачу механической энергии от двигателя к редуктору, компенсируя при этом незначительные вибрации и смещения во время работы оборудования (компенсируя угловые отклонения посредством карданных шарниров).Технические характеристики: Он должен обладать высокой грузоподъёмностью (обычно ≥5000 Н·м) и усталостной прочностью. Его поверхность подвергается термообработке для повышения износостойкости и предотвращения разрушения при длительном вращении с высокой скоростью.3. Коробка передачОсновная роль: Благодаря внутреннему зацеплению шестерен он преобразует высокоскоростную мощность с низким крутящим моментом, подаваемую приводным валом, в низкоскоростную мощность с высоким крутящим моментом (например, при движении сверло) или средней скорости, средней мощности крутящего момента (например, при движении лебедки), отвечающие требованиям к условиям работы различного оборудования.Ключевые функцииРегулировка переключения передач: реализует многоступенчатое переключение скорости/крутящего момента посредством гидравлического или механического переключения (например, использование пониженной передачи во время бурения для увеличения усилия разрушения породы долотом и повышенной передачи во время спускоподъемных операций для повышения эффективности);Реверсивная передача: некоторые редукторы поддерживают обратную передачу мощности (например, когда лебедка опускает бурильную колонну, обратные передачи используются для торможения и замедления).4. ЦепьОсновная роль: Соединяет выходной конец редуктора с механизмом привода долота (например, поворотный стол, верхний привод). Благодаря зацеплению цепи и звездочки регулируемая мощность передается от редуктора к буровому долоту, заставляя его вращаться и разрушать породу.Технические преимуществаВысокая передача крутящего момента (одна цепь может выдерживать крутящий момент 1000–3000 Н·м), что подходит для работ с высокими нагрузками на буровое долото, например, при разрушении твердых пород;Высокая эффективность передачи при минимальных потерях энергии, простая конструкция и низкие затраты на обслуживание.Применимые сценарии: Трансмиссия ротора наземных буровых установок и силовая передача систем верхнего привода.5. РеменьОсновная роль: Благодаря трению между шкивами и ремнями он распределяет и передает мощность от редуктора к лебедке (для спуска бурильной колонны) и буровой насос для буровой установки (для циркуляции бурового раствора).Технические характеристикиГибкая трансмиссия: может смягчать удары мощности, уменьшая износ коробки передач;Низкая стоимость и простота замены: по сравнению с цепями ремни легче и тише, подходят для условий средней и низкой нагрузки.Ограничения: ограниченная передача крутящего момента (обычно ≤1000 Н·м), склонность к проскальзыванию при длительных высоких нагрузках, необходимость регулярной регулировки натяжения.6. Гидравлический двигательОсновная роль: Преобразует энергию давления гидравлической системы в механическую энергию для независимого привода бурового долота, лебедки или бурового насоса.Технические преимуществаШирокий диапазон регулирования скорости: плавное регулирование скорости 0–3000 об/мин может быть достигнуто путем регулирования расхода гидравлического масла (например, регулировка скорости долота в реальном времени в соответствии с твердостью пласта);Надежная защита от перегрузки: гидравлическая система оснащена перепускным клапаном, который автоматически сбрасывает давление при перегрузке, чтобы избежать повреждения оборудования (например, защищая долото и двигатель при застревании трубы);Гибкая компоновка: не требуется жесткого соединения, что позволяет перемещать оборудование на большие расстояния по гидравлическим трубопроводам (например, буровые насосы вдали от кабины электростанции на морских буровых установках).Типичные области применения: Точная регулировка верхних приводов в автоматизированных буровых установках, стабильная работа лебедок и привод бурового насоса в малых установка для капитального ремонта скважинs.Ⅱ. Рабочий процесс системы передачиВыходной каскад мощности: Двигатель или мотор запускается, выдает механическую энергию на приводной вал, а приводной вал стабильно передает мощность на коробку передач, компенсируя угловые отклонения через карданные шарниры.Стадия регулирования параметров: Редуктор переключается в соответствии с эксплуатационными требованиями (например, бурение/спускоподъемные работы), регулируя скорость и крутящий момент.Стадия перенаправления мощности:Высокий крутящий момент от редуктора передается на приводной механизм долота (роторный стол или верхний привод) через цепь, заставляя долото вращаться и разрушать породу;Мощность среднего крутящего момента передается на лебедку и буровой насос через ремень;The гидравлический двигатель независимо получает мощность от гидравлической системы для вспомогательного привода долота, лебедки или бурового насоса.Ⅲ. Основные технические требования и пункты обслуживания1. Технические требованияСоответствие: компоненты должны быть адаптированы в соответствии с «цепочкой параметров мощности» (например, выходной крутящий момент двигателя ≥ грузоподъемности приводного вала, диапазон регулировки коробки передач охватывает требования к оборудованию), чтобы избежать перегрузки;Надежность: в условиях высоких температур и влажности цепи/ремни должны быть устойчивы к ржавчине, гидравлические двигатели должны быть герметичными, а в редукторах должно использоваться термостойкое трансмиссионное масло.2. Точки технического обслуживанияЦепи/ремни: еженедельно проверяйте натяжение; ежемесячно смазывайте цепи и очищайте шкивы;Коробка передач: заменяйте трансмиссионное масло каждые 500 часов; регулярно проверяйте зазоры в зацеплении шестерен;Гидравлический двигатель: ежемесячно проверяйте уровень загрязнения гидравлического масла; заменяйте фильтры гидравлического масла каждые 1000 часов, чтобы предотвратить износ внутренних компонентов двигателя из-за загрязнений.Система трансмиссии обеспечивает полноценный контроль мощности по принципу «выход-регулирование-распределение» посредством взаимодействия множества компонентов, а её производительность напрямую определяет эксплуатационную эффективность и срок службы оборудования буровой установки. В современных буровых установках сочетание механической и гидравлической трансмиссий не только обеспечивает надёжность в условиях высоких нагрузок, но и повышает адаптивность к сложным условиям эксплуатации, являясь основой эффективной работы буровой системы.

Силовое оборудование буровой установки является основным устройством, обеспечивающим энергией всю буровую систему. В настоящее время основные типы источников питания делятся на две основные категории: дизельные и электрические, а в некоторых сложных ситуациях используется гибридный режим питания.Ⅰ. Мощность дизельного двигателяДизельные двигатели являются традиционным основным источником энергии для наземных буровых установок. Они вырабатывают механическую энергию путём сгорания дизельного топлива, которая затем распределяется по различным рабочим агрегатам через систему трансмиссии.Основные преимуществаВысокая степень независимости: устройство не зависит от внешней электросети и может работать автономно в условиях отсутствия электросети, например, в дикой местности и пустынях, обладая широкими возможностями адаптации.Высокая плотность мощности: мощность одного агрегата может достигать 1000–3000 кВт, что позволяет удовлетворить высокие требования к нагрузке глубоких и сверхглубоких скважин.Высокая скорость запуска: он может быстро запускаться и останавливаться в аварийных ситуациях (например, при выбросе из скважины или прихвате трубы), время реагирования составляет менее 30 секунд, что гарантирует безопасность эксплуатации.Ключевое оборудованиеОсновной дизельный двигатель: В основном V-образные 12-цилиндровые / 16-цилиндровые четырехтактные дизельные двигатели, оснащенные системой турбонаддува для адаптации к суровым условиям, таким как большая высота и высокие температуры.Дизель-генераторная установка: обеспечивает подачу низковольтного питания (например, для систем управления, освещения и оборудования по очистке бурового раствора) для вспомогательных систем буровой установки и обычно работает совместно с основным дизельным двигателем.Применимые сценарииУдаленные наземные нефтяные месторождения, бурение в пустыне/на плато, капитальный ремонт скважин и другие сценарии без стабильного электроснабжения.Ⅱ. ЭлектроэнергияЭлектроэнергетика является основным направлением развития современных буровых установок, заменяя традиционные дизельные двигатели по схеме «питание от электросети + электропривод».Основные преимуществаНизкое энергопотребление и низкий уровень загрязнения: по сравнению с дизельными двигателями, энергопотребление снижено на 15–25%, а выбросы отработавших газов отсутствуют, что соответствует экологическим нормам. Подходит для использования в экологически уязвимых районах, таких как прибрежные зоны и пригороды.Высокая точность управления: используются двигатели с регулируемой частотой вращения (например, синхронные двигатели с постоянными магнитами, асинхронные двигатели), которые могут осуществлять точную регулировку параметров бурения (таких как нагрузка на долото и скорость вращения), улучшая качество ствола скважины.Низкие затраты на обслуживание: двигатель имеет простую конструкцию, в нём отсутствуют такие уязвимые детали, как поршни и клапаны, как в дизельных двигателях. Годовые затраты на обслуживание снижаются на 30–40%, а срок службы увеличивается до 15–20 лет.Ключевое оборудованиеПреобразователь частоты высокого напряжения: преобразует электроэнергию высокого напряжения из электросети в электропитание переменной частоты для управления скоростью двигателя, выступая в качестве «ядра управления» электроэнергетической системы.Приводной двигатель: разделен на двигатели поворотного стола (привод вращения бурильной колонны), двигатели буровых насосов (привод бурового раствора) и подъёмные двигатели (привод талевого блока для спускоподъемных операций). Мощность отдельных агрегатов варьируется от 500 до 2000 кВт и подбирается в зависимости от нагрузки.Аварийный генератор: резервный источник питания на случай отключения электроэнергии в электросети, обычно представляющий собой комбинацию небольшого дизельного двигателя и генератора, обеспечивающий бесперебойную работу ключевого оборудования, такого как противовыбросовые превенторы и грязевые насосы.Применимые сценарииМорские буровые платформы, крупные буровые установки на суше, охваченной электросетями, а также бурение в экологически уязвимых районах (например, прибрежные зоны, пригородные зоны).Ⅲ. Гибридная мощностьГибридная энергетика сочетает в себе преимущества дизельного и электрического двигателей. Наиболее распространённым вариантом является система «дизельный двигатель + аккумуляторная батарея», которая в основном используется в условиях больших колебаний нагрузки (например, при чередовании спускоподъёмных работ и бурения).Принцип работыВо время буровых работ с низкой нагрузкой (например, при спускоподъемных операциях) дизельный двигатель приводит в действие генератор для зарядки аккумуляторной батареи; во время работ с высокой нагрузкой (например, при циркуляции бурового раствора под высоким давлением) аккумуляторная батарея и дизельный двигатель подают электроэнергию совместно, что снижает колебания нагрузки дизельного двигателя и снижает расход топлива.Основное преимуществоРасход топлива снижается на 20–30 % по сравнению с чисто дизельными двигателями, а износ, вызванный частыми пусками и остановками дизельного двигателя, сокращается, что продлевает срок службы оборудования.Применимые сценарииБурение глубоких скважин на суше, капитальный ремонт скважин и другие сценарии с частыми колебаниями нагрузки.4. Точки обслуживанияДля дизельных двигателей1. Регулярно проверяйте уровень масла в двигателе и состояние фильтрующего элемента дизельного двигателя, чтобы предотвратить износ форсунок, вызванный загрязнениями.2. Заменяйте моторное масло и элемент воздушного фильтра каждые 200 часов, чтобы предотвратить влияние высокотемпературных отложений углерода на выходную мощность.3. В холодных условиях используйте незамерзающее дизельное топливо и добавьте антифриз в бак для воды.Для электроэнергии1. Регулярно очищайте вентилятор охлаждения преобразователя частоты и обмотки двигателя, чтобы предотвратить перегрев, вызванный пылью.2.Ежемесячно проверяйте сопротивление изоляции двигателя, чтобы избежать коротких замыканий из-за влаги.3.После отключения электроснабжения проверьте емкость аккумуляторной батареи аварийного генератора, чтобы обеспечить нормальное реагирование на аварийные ситуации.

Ⅰ. Блок наземного оборудованияГрязевой танкФункция: Основной контейнер для хранения, отстаивания и подготовки бурового раствора, обычно состоящий из 3-5 независимых резервуаров (приемный резервуар, очистительный резервуар, резервный резервуар, утяжелительный резервуар) с емкостью одного резервуара 50-100 м³.Грязевой насосФункция: В основном триплексный поршневой насос простого действия с давлением на выходе 30-100 МПа и производительностью 100-3000 л/мин; Он забирает буровой раствор из приемного бака, повышает его давление и подает в поверхностный коллектор, обеспечивая питание для внутрискважинной циркуляции.Поверхностное многообразиеФункция: узел трубопровода, соединяющий буровой насос, поворотный механизм и оборудование для контроля твердых частиц, состоящее из стояка, шланга, задвижка грязевая, манометр и т. д.; Он может переключать направление потока бурового раствора с помощью задвижек, а манометр контролирует давление циркуляции в режиме реального времени для предотвращения аварий из-за избыточного давления.ПоворотныйФункция: Вращающееся уплотнительное устройство, установленное под талевым блоком, верхний конец которого соединен со шлангом, а нижний конец соединен с бурильной колонной; обеспечивает синхронное вращение и подачу жидкости, позволяя бурильной колонне вращаться с высокой скоростью, обеспечивая при этом герметичную транспортировку бурового раствора.Оборудование для контроля твердых частицФункция: Система очистки и фильтрации бурового раствора, классифицируемая по точности очистки на четыре уровня:1.Вибросито (удаляет крупные частицы шлама, размер ячеек 0,2-1,5 мм);2.Десандер (удаляет частицы песка, размер разделения 40-74 мкм);3.Илоотделитель (удаляет частицы грязи, размер разделения 15-40 мкм);4.Центрифуга (удаляет коллоидные частицы, размер разделения 2-15 мкм);Он удаляет более 95% твердых частиц из бурового раствора, обеспечивая стабильные свойства, такие как вязкость и плотность.Ⅱ. Процесс циркуляции бурового раствораПроцесс циркуляции бурового раствора состоит из трех основных этапов, образующих полный замкнутый цикл, со следующими конкретными процедурами:Этап 1: Спуск бурового раствора (поверхность → забой, подача энергии)1. Буровой насос забирает подготовленный буровой раствор из приемного бака, нагнетает его и подает в стояк поверхностного манифольда;2. Буровой раствор поступает через стояк в шланг, а затем в вертлюг;3. Вертлюг направляет буровой раствор в ствол бурильной колонны через свою вращающуюся уплотнительную конструкцию, который течет вниз по полым каналам бурильной трубы и утяжеленной бурильной трубы, в конечном итоге достигая забойного долота;4. Буровой раствор выбрасывается с высокой скоростью через сопла долота, образуя струю высокого давления, которая воздействует на пласт на дне скважины, помогая долоту разрушать породу и вымывать шлам со дна.Этап 2: Подъем бурового раствора (забой → поверхность, реализация функции)1.Выбрасываемый с высокой скоростью буровой раствор обволакивает выбуренную породу на забое скважины, образуя смесь шлама и бурового раствора;2. Под действием постоянного давления бурового насоса смесь течет вверх по кольцевому пространству, выполняя при этом три основные задачи:Охлаждение долота: поглощение тепла, выделяемого при вращении долота (температура на забое скважины может достигать 150–200 °C), и перенос его обратно на поверхность посредством циркуляции;Стабилизация ствола скважины: частицы глины в буровом растворе образуют на стенке скважины «глинистую корку» толщиной 2–5 мм, закупоривая поры пласта и предотвращая обрушение ствола скважины;Балансировка давления в скважине: балансировка пластового давления за счет давления столба бурового раствора для предотвращения выбросов или потери циркуляции;3.После того как буровой раствор с шламом достигает поверхности, он сначала поступает на вибросито для предварительной фильтрации крупных частиц шлама диаметром более 0,2 мм.Этап 3: Очистка и регенерация (обработка поверхности, повторное использование)1. Предварительно отфильтрованный на вибросите буровой раствор поступает в пескоотделитель, где под действием центробежной силы отделяются частицы песка диаметром 40-74 мкм;2. Буровой раствор с удаленными частицами песка поступает в илоотделитель для дальнейшего отделения частиц шлама диаметром 15-40 мкм;3. Для глубоких скважин/скважин сложной конструкции буровой раствор необходимо подавать в центрифугу для отделения коллоидных частиц диаметром 2-15 мкм;4.Очищенный буровой раствор поступает в очистительный бак, где специалисты корректируют его свойства с помощью контрольно-измерительных приборов;5. Квалифицированный буровой раствор поступает во всасывающий резервуар, ожидая следующего цикла для достижения нулевого или минимального уровня выбросов при повторном использовании.3. Четыре основные функции системы кровообращения1. Перенос и удаление шлама: предотвращение аварий, связанных с застреванием труб2. Охлаждение и смазка долота: продление срока службы оборудования3. Стабилизация ствола скважины и контроль давления в скважине: обеспечение безопасности ствола скважины4. Передача скважинной информации: поддержка интеллектуального бурения

Роторная система — типичный компонент роторной буровой установки, функция которой заключается в приведении бурильной колонны во вращение для разрушения породы. Она состоит из: поворотный стол, поворотныйи буровые инструментыСостав бурового инструмента варьируется в зависимости от типа буримой скважины; как правило, он включает в себя: келли, бурильная труба, утяжеленная бурильная труба, и бит, а также аксессуары, такие как стабилизаторы, амортизаторы и переходники.Среди них долото – инструмент, непосредственно разрушающий горную породу. Утяжеленная бурильная труба, отличающаяся большой массой и толстыми стенками, используется для передачи нагрузки на долото (WOB). Бурильная труба соединяет наземное оборудование с внутрискважинным и передает крутящий момент. Ведущая труба, как правило, имеет квадратное поперечное сечение; роторный стол приводит в движение всю бурильную колонну и долото через ведущую трубу. Вертлюг – классический компонент роторных буровых установок, который не только несет вес бурового инструмента и обеспечивает вращательное движение, но и служит каналом для подачи бурового раствора под высоким давлением.Ⅰ. Ключевые компонентыПоворотный столСостоящий из горизонтальных подшипников, конических шестерен, квадратной втулки ведущей трубы (SKB) и корпуса, он в основном использует конструкцию зубчатой ​​передачи.1.Выполняет функцию исполнительного механизма роторной системы, приводя во вращение ведущую трубу или бурильную колонну посредством зубчатой ​​передачи;2.Обеспечивает опору устья скважины и принимает на себя часть веса бурильной колонны;3.Квадратная втулка ведущей трубы (SKB) фиксирует ведущую трубу, обеспечивая стабильную передачу крутящего момента.ПоворотныйСостоит из гуська, центральной трубы, вращающихся подшипников, уплотнительных устройств и узла подвески. Верхняя часть соединена с крюком, а нижняя — с ведущей трубой.1.Когда крюк и талевый блок неподвижны, вертлюг приводит во вращение ведущую трубу, предотвращая при этом утечку бурового раствора;2.Гусек соединен с трубопроводом бурового раствора, а центральная труба направляет буровой раствор в бурильную колонну;3.Принимает часть веса бурильной колонны через узел подвески и взаимодействует с подъемной системой для регулировки нагрузки на долото.КеллиТолстостенная стальная труба квадратного или шестиугольного сечения, обычно длиной 9–12 метров, с бурильными трубами на обоих концах.1.Его верхний конец соединен с вертлюгом, а нижний конец соединен с бурильной колонной через бурильное соединение, передающее крутящий момент от ротора или верхнего привода на бурильную колонну;2.Его квадратное поперечное сечение соответствует квадратной втулке ведущей трубы поворотного стола, что предотвращает проскальзывание во время вращения.Верхний приводОн состоит из электродвигателя (или гидравлического двигателя), редуктора, главного вала, устройства свинчивания/развинчивания бурильных труб и канала для бурового раствора и устанавливается под талевым блоком.1.Может напрямую приводить в движение бурильную колонну без частого свинчивания соединений (сокращение времени спускоподъемных операций);2.Оснащенный встроенным устройством свинчивания/развинчивания, он может автоматически затягивать и ослаблять резьбу бурильных труб, повышая эффективность работы;3.Подходит для глубоких скважин, сверхглубоких скважин и скважин с большим отходом от вертикали, снижая усталостные повреждения бурильной колонны.Ⅱ. Основные функцииОбеспечение крутящего моментаПреобразует энергию силового оборудования в крутящий момент бурильной колонны, заставляя долото вращаться с высокой скоростью (обычно 30–150 об/мин) и позволяя шарошкам долота разрушать горные породы.Поддержка циркуляции бурового раствораРотор и вертлюг роторной системы оснащены центральными сквозными отверстиями. Буровой раствор может подаваться в бурильную колонну через эти отверстия и затем распыляться через сопла долота, выполняя три основные функции: транспортировку шлама, охлаждение долота и смазку бурового инструмента.Техническое обслуживание центрирования бурильной колонныБлагодаря функции позиционирования таких компонентов, как роторный стол и втулка ведущей трубы, обеспечивается постоянное перемещение бурильной колонны вдоль центральной оси ствола скважины во время вращения, что предотвращает отклонение ствола скважины, вызванное смещением бурильной колонны (что особенно важно при бурении вертикальных скважин).Совместимость скважинного инструментаСовместимость с инструментами для направленного бурения (например, с прогрессивными полостными бурильными установками (PCD), приборами для измерения в процессе бурения (MWD)). Регулируя скорость вращения или координируя работу со скважинными силовыми приборами, он обеспечивает точный контроль траектории ствола скважины (например, набор и удержание отклонения для горизонтальных скважин).Ⅲ. Принцип работыПроцесс передачи крутящего моментаДизельный двигатель/Электродвигатель → Редуктор → Конические шестерни → Вращение ротора → Квадратная втулка ведущей бурильной трубы, приводящая в движение ведущую бурильную трубу → Ведущая бурильная труба передает крутящий момент на бурильную колонну через соединение бурильных труб → Вращение долота для разрушения породы.Процесс циркуляции бурового раствораБуровой насос → Высоконапорный трубопровод → Гусек вертлюга → Центральная труба вертлюга → Ведущая труба → Внутренняя часть бурильной колонны → Насадки долота → Кольцевое пространство ствола скважины → Возврат устья скважины → Буровой резервуар (для отделения и переработки шлама).Ⅳ. Ежедневное обслуживаниеПоворотный стол: Регулярно очищайте коробку передач, доливайте трансмиссионное масло и проверяйте износ подшипников;Поворотный: Очищайте центральную трубу после каждой спускоподъемной операции и проверяйте состояние смазки вращающихся подшипников;Верхний привод: Регулярно калибруйте датчик крутящего момента, а также проверяйте состояние изоляции двигателя и давление в гидравлической системе.

Подъёмная система буровой установки, по сути, представляет собой мощный кран и является её основным компонентом. Она состоит в основном из: деррик, кронблок, путевой блок, крюк, трос талевой системы, лебедкии вспомогательный тормоз. Функции подъёмной системы включают в себя, в первую очередь, подъём и спуск бурильной колонны, спуск обсадной трубы и управление подачей долота.Ⅰ. Основные функцииФункции подъемной системы связаны с операциями с бурильной колонной, в частности, включая:Подъем и спуск бурильной колонны: В процессе бурения необходимо часто менять долото и устранять сложные скважинные условия (например, прихваты труб). Подъёмная система поднимает и опускает бурильную колонну с помощью оборудования, такого как лебёдка и трос, с максимальной грузоподъёмностью до нескольких сотен тонн.Спуск обсадной колонны: После завершения бурения необходимо спустить обсадную колонну для укрепления ствола скважины. Подъёмная система плавно поднимает длинные обсадные колонны и точно опускает их на проектную глубину в скважине.Управление нагрузкой на долото (WOB) и подачей долота: При обычном роторном бурении подъёмная система регулирует скорость опускания бурильной колонны посредством тормозного механизма, преобразуя 10–50% веса бурильной колонны в «нагрузку на долото» (WOB), которая прикладывается к долоту для его разрушения. При этом система поддерживает стабильную нагрузку на долото посредством «подачи долота», предотвращая перегрузку долота (что может привести к его повреждению) или недогрузку (снижающую эффективность бурения).Ⅱ. ДеррикБуровая вышка является одним из важных компонентов подъемной системы буровой установки.Функция: Используется для установки и подвешивания транспортной системы, лифтовые ссылки, лифт, и т.д., и выдерживает вес бурильной колонны в скважине. Во время спускоподъемных операций он также сохраняет бурильные трубы или корпус.Структура: Это металлическая ферменная конструкция определённой высоты и площади. Поэтому буровая вышка должна обладать достаточной грузоподъёмностью, прочностью, жёсткостью и общей устойчивостью для обеспечения подъёма и спуска бурильных колонн, обсадных труб или насосно-компрессорных труб на определённую глубину.Ⅲ. Транспортная системаСистема талевого привода буровой установки состоит из кронблока, талевого блока, стального каната и крюка. По сути, это подвижная система шкивов, образованная соединением кронблока и талевого блока стальным канатом. Это позволяет значительно снизить натяжение каната, тем самым существенно снижая нагрузку на буровую лебедку. Под «структурой системы талевого привода» обычно понимается произведение количества шкивов талевого блока на количество шкивов кронблока.КронблокКронблок — это фиксированный полиспастный блок, устанавливаемый в верхней части буровой вышки. Он состоит из следующих основных компонентов: рама кронблока, шкивы, подшипники, корпуса подшипников и вспомогательные шкивы. Рама кронблока представляет собой прямоугольную раму, сваренную со стальными балками, которая используется для установки валов шкивов кронблока и соединения с верхней частью буровой вышки.Три основные конструктивные формы кронблока:Шкив валы имеют общую ось, и все шкивы параллельны друг другу;Оси шкивов параллельны, шкив быстрого каната находится на отдельном валу;Валы шкивов не имеют общей оси, а шкив быстрого каната смещен.Параметры, указанные в технических характеристиках кронблока, включают: максимальную нагрузку на крюк, количество шкивов, размер шкива, вес и установочные размеры.Транспортный блокТалевый блок представляет собой подвижный полиспаст, подвешенный внутри буровой вышки на тросе и совершающий возвратно-поступательные движения вверх и вниз.КрюкКрюк подвешивается под талевым блоком. Как правило, крюк буровой установки имеет три крюка: основной крюк используется для подвешивания вертлюга, а вспомогательные — для подвешивания тяг элеватора.Крюк в основном состоит из корпуса крюка, стержня крюка, седла крюка, скобы, упорного подшипника и пружины.Требования к крюку при буровых работах:1.Он должен обладать достаточной прочностью и эксплуатационной надежностью;2.Корпус крюка должен гибко вращаться для облегчения свинчивания и развинчивания соединений;3.Крюковая пружина должна иметь достаточный ход для компенсации вертикального смещения бурильной трубы при свинчивании и развинчивании соединений;4.Запирающие устройства для зева крюка и боковых крюков должны быть абсолютно надежными, легко открываться и закрываться;5.Он должен иметь функцию амортизации и гашения вибрации для уменьшения ударов при демонтаже стендов.Ⅳ. Буровая лебедкаСоставные части буровой лебедки:1.Узел барабана и вала барабана: это основной рабочий элемент лебёдки. Барабан должен иметь достаточную вместимость каната, чтобы обеспечить надлежащую намотку каната и продлить срок его службы;2.Буровая лебедка оснащена чувствительным и надежным основным тормозным механизмом и высокопроизводительным вспомогательным тормозом, что позволяет ей точно регулировать нагрузку на долото, равномерно подавать бурильную колонну, свободно управлять скоростью опускания при подъеме бурильной колонны и легко тормозить самую большую нагрузку на бурильную колонну;3.Узел головки и вала головки: используется для свинчивания и развинчивания соединений с помощью трубных ключей и других вспомогательных подъемных операций. Некоторые валы головки также оснащены песконасосами для подъема колонковых труб.

Буровая установка – крупногабаритное механическое оборудование, используемое при бурении нефтяных и газовых скважин. Её основная функция – приведение в действие бурового инструмента для разрушения горных пород и бурения скважин, обеспечивая тем самым дальнейшую разработку месторождений нефти и газа. Её основные функции включают подъём и спуск бурового инструмента, вращательное бурение и промывку скважин. Она состоит в основном из силовых агрегатов, передаточных механизмов, рабочих механизмов и вспомогательного оборудования. По условиям эксплуатации её можно разделить на наземные и морские буровые установки, которые являются ключевой инфраструктурой для обеспечения поставок нефти и газа по всему миру.Системы основных компонентовA буровая установка состоит из восьми основных систем: подъемная система управляет подъемом и опусканием бурового инструмента с помощью лебедки и блоки шкивов; вращательная система приводит в движение буровое долото для разрушения горных пород; система циркуляции использует буровой раствор высокого давления для удаления шлама; система питания и трансмиссии обеспечивает распределение мощности; система управления координирует работу оборудования; вышка и основание обеспечивают опору; а вспомогательное оборудование включает в себя устройства безопасности, такие как противовыбросовый превенторs (BOP). Основные компоненты включают деррик, кронблок, поворотный стол, а также различные типы сверл. Верхний привод Буровые установки оснащены верхним приводом (силовым вертлюгом), который повышает эффективность бурения и подходит для работы на глубоких скважинах. Во время работы буровые насосы обеспечивают циркуляцию бурового раствора для охлаждения долота, а тормозные механизмы регулируют параметры бурения.Ⅰ. Подъемная системаПодъёмная система предназначена для подъёма и спуска бурового инструмента, спуска обсадной колонны, управления нагрузкой на долото (WOB) и подачи бурового инструмента. Она включает в себя буровую лебёдку, вспомогательные тормоза, кронблок, путевой блок, крюк, троси различные инструменты, такие как лифтовая ссылкас, лифты, щипцы и пластины.При подъёме барабан лебёдки наматывает канат; кронблок и талевый блок образуют вспомогательную блочную систему. Крюк поднимается, поднимая буровой инструмент с помощью таких инструментов, как элеваторные тяги и элеваторы. При опускании буровой инструмент или обсадная колонна опускаются под действием собственного веса, а скорость опускания крюка регулируется тормозным механизмом лебёдки и вспомогательными тормозами. В процессе обычного бурения скорость подачи бурового инструмента регулируется тормозным механизмом, а часть веса бурового инструмента переносится на буровое долото в виде нагрузки на долото для разрушения горных пород.Ⅱ. Роторная системаРоторная система — это типичная система буровой установки с роторным столом, предназначенная для приведения бурового инструмента во вращение для разрушения горных пород. Она включает в себя роторный стол, вертлюг и буровой инструментs. Состав бурового инструмента варьируется в зависимости от типа буримой скважины; обычно он включает в себя ведущую трубу, бурильная труба, утяжеленная бурильная трубаи буровые долота, а также стабилизаторы, амортизаторы и переходники.Среди них буровое долото – инструмент, непосредственно разрушающий горную породу. Утяжеленные бурильные трубы имеют большой вес и толщину стенки, что позволяет передавать нагрузку на долото. Бурильные трубы соединяют наземное и скважинное оборудование и передают крутящий момент. Ведущая труба обычно имеет квадратное поперечное сечение; роторный стол приводит во вращение всю бурильную колонну и долото через ведущую трубу. Вертлюг – типичный компонент роторной буровой установки: он не только принимает на себя вес бурового инструмента, но и обеспечивает его вращательное движение, одновременно обеспечивая канал для подачи бурового раствора под высоким давлением.Ⅲ. Система кровообращенияРоторная буровая установка оснащена циркуляционной системой, которая позволяет быстро выводить на поверхность шлам, образовавшийся в результате работы забойного долота, для обеспечения непрерывного бурения, одновременно охлаждая долото, защищая ствол скважины и предотвращая такие несчастные случаи при бурении, как обрушение ствола скважины и потеря циркуляции.Система циркуляции включает в себя буровой насосповерхностные коллекторы, резервуары для бурового раствора и оборудование для его очистки. Поверхностные коллекторы включают в себя коллекторы высокого давления, стояки и шланговые линии; оборудование для очистки бурового раствора включает в себя виброситос, пескоотделители, илоотделители и центрифуги для бурового раствора.Буровой насос забирает буровой раствор из резервуара. После нагнетания буровым насосом буровой раствор проходит через высоконапорный коллектор, стояк и шланговую линию, поступает в вертлюг и через пустотелые буровые инструменты опускается на забой скважины. Буровой раствор выбрасывается через сопла бурового долота, а затем выносит шлам обратно на поверхность через кольцевое пространство между стволом скважины и буровыми инструментами. Возвращаемый со забоя буровой раствор проходит через различные уровни очистки для удаления твердых частиц и затем используется повторно.Ⅳ. Энергетическое оборудованиеПодъёмная система, система циркуляции и роторная система — три основных рабочих узла буровой установки, обеспечивающих электропитание. Их согласованная работа обеспечивает бурение. Для обеспечения электропитания этих рабочих узлов буровая установка должна быть оснащена силовым оборудованием. Силовое оборудование буровой установки включает дизельные двигатели, двигатели переменного и постоянного тока.Ⅴ. Система трансмиссииСистема трансмиссии преобразует силу и движение, создаваемые силовым оборудованием, а затем передает и распределяет их между каждым рабочим агрегатом для удовлетворения различных потребностей в мощности каждого агрегата. Система трансмиссии обычно включает в себя редуктор, механизм переключения скоростей, механизм прямого/обратного хода и механизм соединения между несколькими силовыми агрегатами.Ⅵ. Система управленияДля обеспечения согласованной работы трёх основных рабочих органов буровой установки и соответствия требованиям технологии бурения буровая установка оснащена системой управления. Способы управления включают механическое, пневматическое, электрическое и гидравлическое управление.На буровых установках широко используется централизованное пневматическое управление. Бурильщик может выполнять практически все операции по управлению буровой установкой с пульта бурильщика, установленного на буровой установке, включая включение/выключение главного сцепления, подключение нескольких силовых агрегатов, запуск/остановку буровой лебедки, ротора и буровых насосов, а также управление высокой/низкой скоростью буровой лебедки.Ⅶ. Вышка и основаниеБуровая вышка и основание служат для установки и крепления различного бурового оборудования и инструментов, а также обеспечивают рабочую площадку для бурения. Буровая вышка используется для установки кронблока, подвешивания талевого блока, крюка, вертлюга и бурового инструмента, выдерживает буровые нагрузки и служит для установки стендов. Основание служит для установки силового агрегата, лебедки и ротора, поддерживает буровую вышку, подвешивает буровой инструмент через ротор и обеспечивает пространство по высоте между ротором и землей для установки необходимых противовыбросовых превенторов и обеспечения циркуляции бурового раствора.Ⅷ. Вспомогательное оборудованиеДля обеспечения безопасности и нормального хода бурения буровая установка также включает в себя другое вспомогательное оборудование, такое как ПБ дымовая труба для предотвращения выбросов, генераторная установка для освещения и вспомогательного питания при бурении, воздухокомпрессорное устройство для подачи сжатого воздуха, а также оборудование для водоснабжения и подачи масла.

Технология направленного бурения (НБ) является одной из самых передовых технологий бурения в мировой сфере разведки и разработки нефти. Она основана на использовании специальных скважинных инструментов, измерительных приборов и технологических процессов для эффективного управления траекторией ствола скважины, направляя буровое долото к заданной подземной цели в заданном направлении. Эта технология устраняет ограничения вертикальных скважин, которые «могут разрабатывать только ресурсы непосредственно под устьем скважины». Внедрение технологии направленного бурения позволяет экономично и эффективно разрабатывать нефтяные и газовые ресурсы, ограниченные поверхностными или подземными условиями, значительно увеличивая добычу нефти и газа и снижая затраты на бурение. По сути, наклонно-направленная скважина — это метод бурения, который направляет ствол скважины к целевому пласту по заранее рассчитанному углу отклонения и азимуту.Существует три основных типа профилей скважин:(1) Двухсекционный тип: вертикальная секция + наращиваемая секция;(2) Трехсекционный тип: вертикальная секция + наращиваемая секция + касательная секция;(3) Пятисекционный тип: верхняя вертикальная секция + секция наращивания + касательная секция + секция спуска + нижняя вертикальная секцияГоризонтальная скважина — это тип наклонно-направленной скважины. Обычные нефтяные скважины вскрывают нефтяной пласт вертикально или под небольшим углом, что приводит к образованию короткого участка ствола, проходящего через пласт. В отличие от этого, после бурения вертикально или под углом для достижения нефтяного пласта, ствол горизонтальной скважины поворачивается в направлении, близком к горизонтальному, чтобы оставаться параллельным нефтяному пласту, что позволяет бурить большие расстояния внутри пласта до его завершения. Оснащена высокопрочными тяжелые бурильные трубы (HWDP) для горизонтальных участков и износостойкие долота PDC (поликристаллический алмазный компакт)Длина участка, вскрывающего пласт, может составлять от сотен метров до более 2000 метров. Это не только снижает гидравлическое сопротивление флюида, поступающего в скважину, но и многократно увеличивает производительность по сравнению с традиционными вертикальными или наклонно-направленными скважинами, способствуя повышению нефтеотдачи.Ⅰ. Сценарии применения1. Преодоление наземных/подземных препятствийПоверхностные препятствия: Если над резервуаром имеются здания, железные дороги, озера или экологические защитные зоны, то наклонно-направленные скважины можно бурить за пределами этих препятствий, чтобы достичь резервуара под углом (например, разработка нефтяных и газовых месторождений вокруг городов).Подземные препятствия: при обходе опасных геологических объектов, таких как подземные пещеры, соляные купола и разломы, ударопрочность и устойчивость к разрушению утяжеленные бурильные трубы и высокого давления противовыбросовый превенторs (ПБ) используются скоординированно, чтобы избежать аварий при бурении, таких как прихваты труб и выбросы.2. Увеличение производительности нетрадиционных месторождений нефти и газаНетрадиционные пласты, такие как сланцевый газ и нефть плотных пород, обладают «крайне низкой проницаемостью». Вертикальные скважины способны охватить лишь небольшую часть пласта, что ограничивает возможности добычи. Однако горизонтальные скважины пересекают пласт по горизонтали на расстояние в несколько сотен метров, увеличивая площадь контакта с пластом в десятки раз. Суточная добыча газа одной горизонтальной скважины может быть в 5–10 раз выше, чем у вертикальной, что делает её ключевой технологией для разработки нетрадиционных месторождений нефти и газа.3. Сокращение затрат на разработкуМорские месторождения нефти и газа: бурение куста скважин с одной морской платформы намного менее затратно, чем строительство отдельной платформы для каждого целевого объекта, что приводит к сокращению затрат на разработку на 30–50 %.Зрелые нефтяные месторождения: Благодаря технологии «sideTracking» (бурение ответвлений от ствола старой скважины для разработки оставшихся нефтяных пластов в близлежащей области) нет необходимости бурить новые вертикальные скважины, что значительно сокращает инвестиции.Ⅱ. Преимущества и недостатки по сравнению с вертикальными скважинамиПреимущества1. Широкие возможности охвата ресурсов: Он позволяет разрабатывать удалённые и разрозненные пласты, недоступные для вертикальных скважин, что позволяет повысить эффективность добычи нефти и газа из нефтяных и газовых пластов.2. Высокая производительность одиночной скважины: В частности, горизонтальные скважины значительно увеличивают площадь контакта между стволом скважины и пластом, обеспечивая значительные преимущества при разработке нетрадиционных месторождений нефти и газа.3. Превосходная экономическая эффективность: Кустовые скважины и многоствольные скважины, поддерживаемые интегрированными буровыми установками и соответствующим буровым оборудованием (таким как верхние приводы и буровой насосs), сокращают затраты на поверхностные работы и строительство платформы, что делает их пригодными для сценариев морской и интенсивной разработки.Недостатки1.Высокая техническая сложность: Для этого требуются профессиональные специалисты по направленному бурению, роторные управляемые системы (РУС) и оборудование MWD (измерения во время бурения), что приводит к гораздо более высоким техническим требованиям, чем для вертикальных скважин.2.Высокие затраты: Инвестиции в однонаправленную скважину обычно на 20–50 % выше, чем в вертикальную скважину той же глубины (из-за увеличения затрат на инструменты, оборудование и рабочую силу).3.Высокие риски: Сложная траектория приводит к высокому сопротивлению циркуляции бурового раствора и усложняет обеспечение устойчивости ствола скважины, что приводит к более высокому числу аварий, таких как прихват труб и обрушение ствола скважины, по сравнению с вертикальными скважинами.4.Длительный цикл строительства: Требуются частые корректировки траектории и измерения данных, что приводит к увеличению продолжительности цикла строительства на 30–60 % по сравнению с вертикальными скважинами той же глубины.Ⅲ. ЗаключениеПодводя итог, можно сказать, что наклонно-направленное бурение представляет собой важную веху в развитии нефтяной промышленности от простой вертикальной разработки до сложной и точной разработки. В настоящее время в мировой разработке нефтегазовых ресурсов доля применения наклонно-направленных скважин превысила долю вертикальных, что делает их одной из основных технологий обеспечения поставок нефти и газа.

На основании геолого-географических условий и технологических требований разведки и разработки месторождений нефти и газа скважины подразделяются на два основных типа: вертикальные скважины и наклонно-направленные скважиныЭти два типа скважин относятся к области бурения нефтяных и газовых скважин. Последние, в свою очередь, подразделяются на обычные наклонно-направленные скважины, горизонтальные скважины, кустовые скважины и т. д. Основное различие между ними заключается в том, перпендикулярна ли траектория ствола скважины земле, а также они существенно различаются по назначению, техническим характеристикам, сферам применения и сложности строительства. Далее мы рассмотрим вертикальные скважины.Ⅰ. Вертикальные скважиныВ терминологии буровой техники вертикальная скважина относится к типу скважины, проектная траектория которой следует Вертикальная линия, при которой устье и забой скважины имеют одинаковые географические координаты. Суммарный угол наклона ствола скважины, как правило, не превышает 3°/30 м. Вертикальность ствола скважины обеспечивается компоновками бурильной колонны, такими как компоновки с насадкой и маятниковые компоновки, и подходит для таких сценариев, как разработка угольного метана, где требуется разделение геологических единиц.Вертикальная бурильная колонна：Обычная сборка бурильной колонны состоит из буровая установка с поворотным столом + бурильная труба + шарошечное долото, которая опирается на жесткость самой бурильной колонны для поддержания вертикальности. В настоящее время технология предотвращения искривления ствола скважин и обеспечения прямого бурения вертикальных скважин реализуется главным образом за счет совершенствования конструктивных особенностей бурильной колонны:Предотвращение отклонения: в основном используются жесткие компоновки скважин, компоновки башенного типа и компоновки против отклонения с квадратными утяжеленными бурильными трубами.Коррекция отклонения: в основном используются маятниковые узлы, гибкие маятниковые узлы, узлы утяжеленных бурильных труб с эксцентриковым грузом и узлы забойных двигателей.Ⅱ. Сценарии примененияСценарии применения вертикальных и наклонно-направленных скважин полностью сосредоточены вокруг трёх основных требований: «распределение ресурсов, поверхностные условия и эффективность разработки». Между ними нет абсолютных преимуществ или недостатков, есть лишь различия в адаптивности.Вертикальные скважины — экономичный выбор для простых условий. Их основные преимущества — низкая стоимость и высокая эффективность, поэтому они подходят для условий с простыми поверхностными и подземными условиями и концентрированными ресурсами. Сложного проектирования не требуется — достаточно определить глубину залегания пласта, а бурение можно планировать по вертикальной траектории. Процесс бурения осуществляется с постоянной скоростью, требуется лишь регулярное измерение угла наклона скважины и нет необходимости в частой корректировке.1. Традиционная разработка нефтяных и газовых пластовПри залегании нефтегазоносного пласта непосредственно под устьем скважины, с большой толщиной пласта (более 10 метров) и концентрированным распределением, вертикальные скважины могут быть пробурены вертикально до целевого пласта. Продуктивность отдельной скважины удовлетворяет потребности, и нет необходимости в дополнительных инвестициях в наклонно-направленное бурение.2. Разведка и разработка неглубоких ресурсовДля неглубоких нефтяных и газовых пластов, грунтовых вод и геотермальных ресурсов с глубиной залегания

Ⅰ.Подкладка из чистого цирконияПодкладка из чистого цирконияИзготовлены из высокочистого диоксида циркония. Внешняя оболочка изготовлена ​​из стали 45#, а внутренняя втулка обычно имеет содержание диоксида циркония ≥95% и твёрдость 92–94 HRC (шкала твёрдости по Роквеллу C), что примерно в 10 раз превышает твёрдость традиционной керамики. Срок службы до 8000 часов, этот продукт отличается высокой твёрдостью, превосходной износостойкостью и коррозионной стойкостью, а также длительным сроком службы, что делает его пригодным для бурения на шельфе.Ⅱ. Керамический вкладыш ZTAКерамическая втулка ZTA для бурового насосаВтулки изготовлены из конструкционной керамики. Внешняя оболочка изготовлена ​​из стали 45#, а внутренняя втулка – из закаленного циркониевого оксида алюминия (ZTA). Твёрдость внутренней втулки достигает 92–94 HRC (шкала твёрдости по Роквеллу C). Сочетание свойств циркония и оксида алюминия позволяет получить специальный материал с высокой износостойкостью, прочностью и термостойкостью. Эти втулки, специально разработанные для проточной части буровых насосов, отличаются высокой твёрдостью, превосходной износостойкостью и коррозионной стойкостью, а также длительным сроком службы до 6000 часов, что делает их пригодными для бурения на шельфе.Ⅲ. Различия между вкладышами из чистого циркония и керамическими вкладышами ZTAВкладыши из чистого диоксида циркония и керамические вкладыши ZTA различаются по составу материала, эксплуатационным характеристикам, вариантам применения и стоимости, как подробно описано ниже:Состав материалаПодкладка из чистого циркония: В основном состоит из одной фазы зерен циркония.Керамический вкладыш ZTA: Композитный материал из оксида алюминия и оксида циркония, обычно содержащий 10–20 % оксида циркония, а остальное — в основном оксид алюминия.Эксплуатационные характеристикиТвердость: Твердость керамических вкладышей ZTA сопоставима или немного выше, чем у вкладышей из чистого циркония, и обе они тверже керамики из оксида алюминия.Прочность: Керамические вкладыши ZTA достигают упрочнения оксидом алюминия за счет циркония, что обеспечивает значительно более высокую прочность, чем у обычной керамики на основе оксида алюминия, но в целом более низкую прочность, чем вкладыши из чистого циркония.Износостойкость: Вкладыши из чистого диоксида циркония демонстрируют исключительную износостойкость; керамические вкладыши ZTA также обладают превосходной износостойкостью, достигая уровня, эквивалентного износостойкости вкладышей из чистого диоксида циркония.Термическая стабильность: Вкладыши из чистого диоксида циркония обладают низкой теплопроводностью и лучшей теплоизоляцией, но при длительном использовании во влажных условиях при температуре 100–250 °C может наблюдаться «измельчение» поверхности. Керамические вкладыши ZTA характеризуются низким коэффициентом линейного расширения и высокой теплопроводностью, что позволяет лучше предотвращать термическую деформацию и обеспечивает относительно высокую размерную стабильность в условиях высоких температур.Химическая стабильность: Оба материала обладают хорошей химической стабильностью и способны противостоять коррозии, вызываемой большинством химических веществ.Сценарии примененияПодкладка из чистого циркония: Благодаря высокой твердости, износостойкости и коррозионной стойкости он подходит для разведки и разработки месторождений нефти и газа, в том числе на глубоких нефтяных пластах, в сложных геологических структурах, а также для разработки морских месторождений нефти и газа.Керамический вкладыш ZTA: Помимо применимости в износостойких и коррозионностойких условиях, подобных насосам для бурового раствора, он также широко используется в износостойких деталях, требующих охлаждения (например, абразивы, режущие инструменты), а также в компонентах с высокими требованиями к стойкости к термической деформации.РасходыПодкладка из чистого циркония: Общая стоимость относительно высока, поскольку высока стоимость сырья (приготовление циркониевого порошка является сложным), а его обработка сложнее — его более высокая прочность увеличивает сложность шлифования.Керамический вкладыш ZTA: Поскольку в составе ZTA содержится сравнительно высокая доля оксида алюминия (недорогого и легкодоступного сырья), стоимость керамических вкладышей из ZTA ниже, чем стоимость вкладышей из чистого диоксида циркония.

The керамическая втулка бурового насоса представляет собой улучшенную версию вставного типа биметаллическая втулка бурового насоса, где внутренняя втулка из высокохромистого чугуна заменена коррозионно-стойкой керамической. Технический принцип заключается в применении современной технологии фазового упрочнения с использованием высокопрочных и высокопрочных оксидных керамических материалов для изготовления внутренней втулки вкладыша, что обеспечивает длительный срок службы. Технология изготовления внешней втулки идентична технологии изготовления внешней втулки биметаллических вкладышей.Ⅰ. Материалы керамических вкладышейВ условиях продолжающегося расширения масштабов освоения нефтегазовых ресурсов в мире частая замена большого количества металлических футеровок по-прежнему не обеспечивает удовлетворения требований к высокому давлению и износостойкости буровых установок. Однако керамические материалы для футеровок, такие как диоксид циркония, оксид алюминия и композитная керамика ZTA (цирконий-оксид-упрочненный оксид алюминия), обладают чрезвычайно высокой твёрдостью, значительно превосходящей твёрдость металлических материалов.Исходные материалы (микропорошки диоксида циркония и оксида алюминия высокой чистоты) подвергаются сложному холодному прессованию для однократного формования, высокотемпературному спеканию, сборке и финишной высокоточной шлифовке и полировке. Полученные керамические вкладыши обладают высокой прочностью на изгиб, высокой прочностью на растяжение, высокой вязкостью разрушения и превосходной стойкостью к кислотной и щелочной коррозии.Ⅱ. Особенности керамических вкладышей1. Отличная коррозионная стойкостьКерамические материалы обладают чрезвычайно высокой химической стабильностью и менее подвержены химическим реакциям в агрессивных средах, таких как кислоты, щелочи и соляной туман. Ни ионы хлора/водорода в буровом растворе, ни кислотный шлам в горнодобывающей промышленности не способны легко вызвать коррозию керамических футеровок. Например, при работе с буровым раствором с pH от 3 до 11 керамические футеровки могут сохранять структурную целостность в течение длительного времени; в отличие от них, биметаллические футеровки могут подвергаться коррозии из-за истончения стенок и нарушения герметичности в течение нескольких месяцев.2. Хорошая стойкость к высоким температурам и термическая стабильностьКерамические материалы имеют высокие температуры плавления (например, около 2050 °C для оксида алюминия и 2715 °C для диоксида циркония) и низкие коэффициенты теплового расширения, поэтому они не склонны к деформации или растрескиванию в условиях высоких температур. Во время бурения локальная температура, возникающая из-за трения при работе насоса, может достигать 150–200 °C; керамические футеровки сохраняют размерную стабильность, предотвращая увеличение зазоров в уплотнениях из-за теплового расширения и сжатия. В отличие от них, металлические футеровки подвержены термической деформации при высоких температурах, что может привести к утечке бурового раствора и снижению эффективности насоса.3. Низкий коэффициент трения и энергосберегающие свойстваКерамические материалы обладают высокой гладкостью поверхности и чрезвычайно низким коэффициентом трения с поршнями или плунжерами. Например, Керамическая втулка бурового насоса типа FНасосы имеют равномерно структурированную керамическую внутреннюю облицовку; их поверхности подвергаются многоэтапной прецизионной обработке, что обеспечивает превосходную чистоту и блеск. Это снижает сопротивление трения между облицовкой и движущимися частями, снижая энергопотребление буровых насосов, что обычно обеспечивает экономию энергии на 5–10%. Кроме того, это дополнительно замедляет старение компонентов и повышает стабильность работы всего оборудования.Ⅲ. Общая стоимостьПо сравнению с традиционными биметаллическими вкладышами, срок службы керамических вкладышей может достигать 3000–4000 часов — более чем в 10 раз больше, чем у металлических. Это значительно повышает экономическую эффективность, снижает комплексные затраты (включая техническое обслуживание, трудозатраты, хранение и транспортировку) и обеспечивает стабильное ведение буровых работ.

В нефтяной промышленности буровой насос является основным силовым оборудованием буровой системы, а хвостовик в его проточной части выдерживает постоянное воздействие высокого давления и абразивного бурового раствора. Поэтому выбор подходящего хвостовика имеет решающее значение. Втулка бурового насосадоступны из различных материалов, среди которых биметаллическая втулка бурового насоса Является наиболее распространённым типом. Срок его службы обычно достигает 800 часов, и он также является одной из наиболее распространённых изнашиваемых деталей буровых насосов. Конструктивно он состоит в основном из двух слоёв: внешнего и внутреннего рукава.Ⅰ. Внешний рукав1. Структурная поддержкаВ качестве основного опорного компонента, обеспечивающего общую производительность, адаптивность и долговечность вкладыша, наружная гильза изготавливается методом центробежного литья из кованой стали 45#. Её прочность на растяжение составляет более 610 МПа, а твёрдость – 180-200 НВ. Этот материал обладает превосходной прочностью на растяжение, сжатие и ударопрочностью. Во время бурения буровой насос подаёт буровой раствор под давлением 10-35 МПа и выше. Внешняя гильза воспринимает удар жидкости под высоким давлением в камере насоса и боковые силы, возникающие при возвратно-поступательном движении поршня, предотвращая деформацию или растрескивание вкладыша из-за избыточного давления. Выступая в качестве «каркаса» вкладыша, наружная гильза поддерживает внутреннюю гильзу, предотвращая её выпадение или повреждение под действием независимых напряжений, обеспечивая тем самым целостность биметаллической конструкции.2. Адаптивность установкиРазмеры наружной втулки напрямую определяют, насколько точно втулка подходит к отверстию под втулку напорной части. Наружный диаметр наружной втулки обработан с высокой точностью в соответствии со спецификациями корпуса насоса, что обеспечивает плотное прилегание к отверстию под втулку корпуса насоса и предотвращает радиальный люфт после установки.3. Защита внутреннего износостойкого слояВнутренняя гильза биметаллической втулки представляет собой основной износостойкий слой, непосредственно контактирующий с песком и буровым шламом, содержащимися в буровом растворе. Однако материал внутренней гильзы (например, высокохромистый чугун) обычно обладает высокой хрупкостью. Внешняя гильза способна демпфировать внешние механические воздействия, предотвращая растрескивание внутренней гильзы под действием прямых напряжений. Кроме того, внешняя гильза изолирует непосредственный контакт внутренней гильзы с металлом корпуса насоса, защищая износостойкие свойства внутренней гильзы от дополнительных повреждений.Ⅱ. Внутренний рукав1. Устойчивость к износу и эрозии для продления общего срока службы футеровкиБуровой раствор часто содержит большое количество твёрдых частиц и течёт внутри насоса под высоким давлением и с высокой скоростью, вызывая сильный эрозионный износ внутренней стенки вкладыша. Внутренний вкладыш изготовлен из высокохромистого материала с высокой твёрдостью и превосходной износостойкостью. Его твёрдость значительно выше, чем у внешнего вкладыша, что позволяет ему противостоять износу, вызванному буровым раствором, и продлевает общий срок службы вкладыша.2. Коррозионная стойкостьВ зависимости от требований к бурению буровой раствор может быть кислотным или щелочным. Длительный контакт с таким раствором может вызвать коррозию металлов. Материал внутренней гильзы обладает превосходной коррозионной стойкостью, что позволяет изолировать прямой контакт бурового раствора с внешней гильзой, одновременно предотвращая попадание продуктов коррозии в буровой раствор и ухудшение качества бурения.3. Обеспечение герметичностиОсновная функция бурового насоса — подача бурового раствора на забой скважины под высоким давлением, и уплотнение между гильзой и поршнем играет ключевую роль в поддержании высокого давления. Если на внутренней стенке гильзы имеются раковины или деформации, вызванные износом и коррозией, это приведет к утечке бурового раствора, что напрямую снизит производительность насоса и давление, а также увеличит энергопотребление. Внутренняя гильза может плотно прилегать к уплотнению поршня, уменьшая утечки и обеспечивая стабильную работу бурового насоса при номинальном давлении, что позволяет избежать остановок бурения из-за выхода из строя уплотнения.4. Сокращение комплексных затратПо сравнению с буровой насос керамический вкладышsВнутренняя втулка биметаллического вкладыша имеет более низкую стоимость, что позволяет значительно снизить общую стоимость материала вкладыша и повысить общую экономическую эффективность.Подводя итог, можно сказать, что процесс изготовления биметаллических вкладышей относительно прост. По сравнению с керамическими или циркониевыми вкладышами, биметаллические вкладыши имеют более низкую закупочную стоимость и широко используются в бурении. Внедрение биметаллических вкладышей представляет собой важный шаг в области буровой насосs. Они сочетают в себе прочность стали с превосходной износостойкостью, что делает их весьма привлекательным выбором для различных сфер применения. В связи с непрерывным развитием технологий ожидается, что биметаллические втулки будут играть всё более важную роль в повышении эффективности работы буровых насосов и продлении срока службы оборудования.

The узел крейцкопфа бурового насоса является основным соединительным компонентом в системе передачи электроэнергии триплексные буровые насосы простого действия, которые широко используются в бурении нефтяных скважин, геологоразведке и других областях. Он выполняет ключевые функции «преобразования вращательного движения в поступательное» и «передачи нагрузки высокого давления», напрямую определяя способность бурового насоса стабильно подавать буровой раствор высокого давления. Являясь одним из основных узлов, обеспечивающих непрерывное и безопасное бурение, он широко применяется при бурении нефтяных и газовых скважин на суше, на море и на объектах разведки полезных ископаемых.Ⅰ. Основные функцииБуровой насос осуществляет всасывание и нагнетание бурового раствора через трансмиссионную цепь «коленчатый вал → шатун → крейцкопф → шток поршня». Как ключевой промежуточный узел, крейцкопф выполняет три основные функции:1.Преобразование формы движения: он воспринимает вращательное движение коленчатого вала, передаваемое шатуном, и посредством точного взаимодействия между ползуном крейцкопфа и направляющей корпуса насоса преобразует вращательную силу в осевое поступательное движение штока поршня. Это обеспечивает движение поршня в модуль концевой части бурового насоса совершает возвратно-поступательные движения с фиксированным ходом, избегая колебаний рабочего объема.2.Передача и амортизация нагрузки высокого давления: выдерживает два основных типа нагрузок——во-первых, возвратно-поступательная инерционная сила, создаваемая вращением коленчатого вала; во-вторых, сила реакции, создаваемая буровым раствором высокого давления в модуль концевой части бурового насосаБлагодаря своей жесткой конструкции он равномерно распределяет нагрузку на корпус насоса, предотвращая поломку штока поршня и шатуна из-за локальной концентрации напряжений.3.Направление движения и центрирование: благодаря строгому контролю зазора между ползуном крейцкопфа и направляющей, ограничивается радиальное биение штока поршня, что обеспечивает возвратно-поступательное движение поршня по центру модуль концевой части бурового насоса Это предотвращает эксцентричный износ между поршнем и гильза цилиндра (эксцентриковый износ может привести к выходу из строя уплотнения гильзы цилиндра, что потребует частой замены и увеличит эксплуатационные расходы).Ⅱ. Стандарты адаптации отрасли и распространённые ошибкиУзел крейцкопфа должен соответствовать модели бурового насоса (например, Модель Ф-1600, Ф-2200). Ключевые параметры включают: ход корпуса крейцкопфа, диаметр пальца шатуна (обычно 50–80 мм, увеличиваясь с размером насоса) и размеры направляющей (адаптируются к направляющей корпуса насоса). Он также должен соответствовать требованиям к прочности и износостойкости для «компонентов приводной части», указанным в API Spec 7K, обеспечивающие срок службы ≥5000 часов в условиях высокого давления и высокой частоты работы.Будучи основным компонентом привода, узел крейцкопфа бурового насоса длительно работает под высоким давлением (35–70 МПа), в условиях высокочастотного возвратно-поступательного движения и загрязнения пылью/шламом. Он подвержен отказам, вызванным недостаточной смазкой, чрезмерным износом, отклонениями в сборе и т. д. В данном разделе, с учетом практики бурения нефтяных скважин на месте, описаны явления, причины и целевые решения для нескольких типичных отказов в соответствии с отраслевыми стандартами API Spec 7K.1.Задиры в цилиндре скольжения крейцкопфаЯвления разломовПри работе бурового насоса слышен резкий звук трения, за которым следует резкое повышение температуры приводной части (зона скольжения превышает 60℃);В тяжёлых случаях происходит заклинивание штока поршня, резкое падение производительности насоса или его остановка. Разборка выявляет царапины на металле и локальные следы сварки на контактной поверхности между ползунком и направляющей.Причины неисправностейНеисправность смазки: недостаточное давление смазочного масляного насоса (10% от номинального давления) или частое повышение давления в модуль концевой части бурового насоса, в результате чего шатунный палец воспринимает мгновенные ударные нагрузки.РешенияЗамена компонентов: замените палец шатуна на тот, который соответствует стандартам, и проверьте, не изношено ли отверстие малого конца шатуна;Калибровка сборки: Обеспечьте переходную посадку между пальцем шатуна и отверстием под палец в корпусе крейцкопфа, при этом зазор должен контролироваться в пределах 0,01–0,03 мм; эластичное стопорное кольцо должно быть полностью защелкнуто в канавке для предотвращения осевого биения;Контроль рабочего состояния: Отрегулируйте давление на выходе бурового насоса до номинального диапазона (см. параметры насоса, например, насос модели F-1600 имеет номинальное давление 35 МПа). Усильте контроль за системой циркуляции бурового раствора во время бурения, чтобы избежать повышения давления в системе. модуль концевой части бурового насоса;Регулярный осмотр: проводите магнитопорошковую проверку поверхности шатунного пальца каждые 500 часов для проверки на наличие усталостных трещин и заблаговременно заменяйте потенциально опасные компоненты.3. Неравномерное возвратно-поступательное движение штока поршняЯвления разломовЗначительные колебания производительности бурового насоса, нестабильный возврат бурового раствора вверх, что может привести к неполной очистке ствола скважины;При разборке обнаруживается ослабление соединения штока поршня с корпусом крейцкопфа или чрезмерный зазор (>0,1 мм) между ползуном и направляющей.Причины неисправностейЧрезмерный износ ползуна: уменьшение толщины ползуна после длительного использования (износ более 0,2 мм), что приводит к чрезмерному зазору между ним и направляющей и радиальному биению крейцкопфа при возвратно-поступательном движении;Ослабленное соединение: резьба соединительной втулки штока поршня не затянута, что приводит к ослаблению резьбы во время работы и несоосности штока поршня и крейцкопфа;Деформация направляющей: Длительная вибрация и удары по корпусу насоса вызывают локальный изгиб направляющей (прямолинейность более 0,05 мм/м), что приводит к отклонению траектории движения.РешенияОбращение с направляющими: Измерьте толщину направляющих; при износе, превышающем допустимый предел, замените направляющие парами. Если зазор немного больше (0,1–0,15 мм), отрегулируйте его, добавив тонкие медные прокладки (толщиной 0,03–0,05 мм) на заднюю часть направляющей.Затяжка соединений: снимите соединительную втулку штока поршня, очистите масляные пятна на поверхности резьбы, повторно затяните резьбу и установите стопорные шайбы или выполните точечную сварку для предотвращения ослабления;Ремонт направляющей: проверьте прямолинейность направляющей с помощью циферблатного индикатора; отремонтируйте незначительную деформацию шлифованием шлифовальной машиной; замените направляющую корпуса насоса, если деформация серьезная, убедившись, что прямолинейность направляющей составляет ≤0,03 мм/м;Калибровка выравнивания: Повторно откалибруйте соосность штока поршня и крейцкопфа, контролируя отклонение на уровне ≤0,05 мм, чтобы избежать отклонения силы во время возвратно-поступательного движения.4. Утечка смазочного маслаЯвления разломовСмазочное масло просачивается из области крейцкопфа (место соединения приводной и гидравлической частей) и капает в систему циркуляции бурового раствора, вызывая загрязнение бурового раствора;Уровень масла в масляном баке быстро падает, что требует частой доливки масла и увеличивает расходы на техническое обслуживание.Причины неисправностейНеисправность уплотнения: старение или деформация уплотнительных колец или повреждение пылезащитных уплотнений, приводящее к просачиванию смазочного масла из зазора уплотнения;Повреждение маслоудерживающего кольца: маслоудерживающее кольцо на корпусе крейцкопфа отваливается или трескается, не в состоянии блокировать поток смазочного масла к гидравлической части;Избыточное давление в масляном канале: Давление в насосе смазочного масла превышает 0,4 МПа, что превышает несущую способность уплотнений и приводит к выдавливанию смазочного масла из области уплотнения.РешенияЗамена уплотнений: Разберите узел крейцкопфа, замените изношенные уплотнительные кольца и пылезащитные уплотнения, а также нанесите смазочное масло на поверхность уплотнения перед установкой;Ремонт маслоудерживающего кольца: установите на место маслоудерживающее кольцо, убедившись, что оно защелкнулось в канавке корпуса крейцкопфа; замените маслоудерживающее кольцо той же моделью, если оно треснуло;Регулировка давления: отрегулируйте давление смазочного насоса до 0,2–0,4 МПа и проверьте правильность работы предохранительного клапана (разберите, очистите или замените предохранительный клапан, если он застрял);Устранение загрязнений: Очистите вытекшее смазочное масло, проверьте содержание масла в буровом растворе и добавьте средство для удаления масла из бурового раствора, если содержание масла превышает предельно допустимое значение, чтобы не повлиять на эксплуатационные характеристики бурового раствора.5. Плохой контакт между кареткой и направляющейЯвления разломовПри работе бурового насоса в зоне скольжения возникает звук трения, а температура приводной части слегка повышается;После разборки осмотр показывает, что контактная поверхность между ползуном и направляющей 0,02 мм);Деформация направляющей: Некачественный материал направляющей приводит к незначительной деформации направляющей после длительного нагрева, что снижает степень прилегания контактной поверхности;Недостаточная смазка: неравномерная подача масла в смазочный канал приводит к локальному недостатку смазочного масла на ползунке, образуя «зоны сухого трения» и влияя на эффективность контакта.РешенияРемонт шлифованием: Разберите направляющую и ползун, вручную отшлифуйте поверхность направляющей мелкозернистым абразивным песком до достижения шероховатости поверхности Ra ≤0,8 мкм; отшлифуйте контактную поверхность ползуна тем же методом, обеспечив площадь контакта ≥80%;Повторная сборка: Откалибруйте положение направляющей с помощью циферблатного индикатора во время установки, убедившись, что отклонение от параллельности между направляющей и направляющей составляет ≤0,01 мм/м;Оптимизация смазки: очистите канал смазочного масла, проверьте, не засорено ли сопло впрыска масла, и убедитесь, что смазочное масло равномерно покрывает контактную поверхность между ползуном и направляющей; при необходимости установите дроссельный клапан в канале смазочного масла ползуна, чтобы отрегулировать подачу масла;Проверка материала: проверьте материал новых предметных стекол, чтобы избежать использования некачественных предметных стекол.Ⅲ.Краткое содержаниеУделяйте первостепенное внимание смазке: ежедневно проверяйте давление и уровень смазочного масла; регулярно меняйте смазочное масло (каждые 2000 часов); убедитесь, что в системе смазки нет засоров и утечек;Регулярный осмотр: разбирайте и осматривайте узел крейцкопфа каждые 500–800 часов, обращая особое внимание на износ направляющих, усталость шатунных пальцев и старение уплотнений; используйте дефектоскопическое оборудование для проверки на наличие трещин;Стандартизированная сборка: строго следуйте стандартам API Spec 7K по сборке; контролируйте зазоры посадки (например, направляющая скольжения: 0,05–0,1 мм, отверстие между пальцем шатуна и пальцем: 0,01–0,03 мм); обеспечивайте выравнивание;Контроль рабочего состояния: не допускайте превышения давления и превышения скорости работы бурового насоса, чтобы исключить повреждение компонентов под воздействием мгновенных ударных нагрузок.