Буровой станок бу 20: Буровые станки (установки) для разведки россыпей БУ-20-2АМ и Амурец-100

Буровой станок БУ-20-2УШМ

От двигателя через клиноременную передачу со шкивами и фрикционной муфтой приводится во вращение главный вал станка, на котором фрикционными коническими муфтами закреплены четыре шестерни.
Через ходовые шестерни и соответствующие цепные передачи приводят в движение ведущие звездочки, с помощью которых передвигается станок. Шестерня, включаемая с помощью фрикционной муфты, через шестерню вращает вал инструментального барабана. Останавливается он ленточным тормозом. Через долбежную шестерню приводит в движение кривошипный механизм ударного приспособления. На главном валу находится шкив, который может входить в соприкосновение со шкивом желоночного барабана, приводя его во вращение. Останавливается барабан тормозной колодкой. Для свинчивания и развинчивания бурильных труб имеется специальный механизм с червячной передачей, а для подъема и опускания труб — ручная лебедка.

В комплект поставки бурового станка БУ-20-2УШ входят: буровой станок в сборе с электродвигателем и мачтой, комплект ключей для технического ухода, направляющее приспособление.

Инструмент по номенклатуре и количеству поставляется по согласованию с заказчиком.

Станок БУ-20-2УШМ до 2005 г выпускался Оротуканским заводом горного оборудования (Магаданская область). В настоящий момент компания ООО «ОрМаг» является единственным производителем оригинальных запасных частей к станку БУ-20-2УШМ.
В каталоге вы можете найти запасные части для следующих основных блоков станка:

Блок желонки
Блок ударной балки
Вспомогательный инструмент
Главный вал
Гусеничная цепь

Долото со съемным лезвием
Инструменты для обсадки и извлечения труб
Каретка (ходовая)
Ловильный инструмент
Натяжное
Полумуфта лебедки
Полумуфта ударная
Полумуфта ходовая
Привод
Ролик опорный
Ролик поддерживающий
Стрела
Тормоза
Фрикцион
Шатун
Шестерни редуктора

Возможна поставка, как отдельных деталей, так и блоков в сборе.

Техническая характеристика станка БУ-20-2УШМ

Буровое оборудование БУ-20 — Продукция

№	Наименование	Обозначение	Стоимость руб без НДС
	Буровой и ловильный инструмент
1	Труба буровая с резьбами, сталь 30ХГСА, 2 м, стенка 12 мм	БИ-04	14000
2	Башмак 245 мм, сталь 30ХГСА, длина 250 мм, режущая кромка 70 мм, твердость HRC 55-60	БИ-05	7600
3	Головка забивная 245мм, сталь 30ХГСА,	БИ-03. 03	7300
4	Головка выбивная разъемная, сталь45, 30ХГСА	БИ-03.07	7300
5	Вкладыш головки забивной (плашка забивная)	БИ-03.02	7000
6	Ключ шарнирный КШ 219 мм	БИ-10.00	7200
7	Ключ инструментальный	БИ-02.00	14000
8	Хомут трубный 219 мм	БИ-23.00	7400
9	Замок канатный	БИ-11.00	27500
10	Штанга ударная	БИ-01	29000
11	Штанга забивная (полуштанга)	БИ-03. 01	29100
12	Гильза канатная	БИ-11.02	1100
13	Вкладыш из 2-х половин ( труба 425 мм )	425х8х500	5500
14	Желонка (Б-81 резин. поршень, Б-83 стальной поршень)	Б-81 Б-83	45000
15	Башмак желонки	Б-83.09	3500
16	Шар желонки	50 мм	420
17	Шар желонки	100 мм	3800
18	Муфта обсадной трубы ( ниппель ) сталь45, 30ХГСА	БИ-04.02	5600
19	Корпус долота ( долото )	Г III — / А1	28000
20	Шпилька резьбовая	Г III — / А5	480
21	Шпилька гладкая	Г III — / А6	420
22	Гайка	Г III — / А4	1000
23	Шайба полумесяц	Г III — / А3	410
24	Лезвие бурового долота плоское сталь У 7, У 10	Г III — / А12	5400
25	Лезвие бурового долота округляющее (копыто) У 7, У 10	Г III — / А14	6300
26	Ножницы рабочие	БИ-14. 00	59000
27	Ножницы ловильные (ловильник инструментальный)	БИ-24.00	59000
28	Башмак ловильника (юбка)	БИ-24.07	7000
29	Пружина ловильника (ОЦ)	БИ-24.03	600
30	Пружина ловильника (сталь 65Г)	БИ-24.05	380
31	Плашка ловильника (комплект 3шт)	БИ-24.06	4200
32	Плашка ловильника (комплект 3шт)	БИ-24.08	5300
33	Плашка ловильника (комплект 3шт)	БИ-24.09	6800
34	Отбойник	БИ-06.00	40000
35	Устройство разгрузочное	БИ-22. 00	33000
	Запчасти БУ-20. Главный вал.
36	Главный вал в сборе	116.07.000.00
37	Шестерня узла тормозного диска m7 z18	БУ-03.157	7000
38	Втулка бронзовая	92х80х104	2800
39	Шестерня узла ударной балки m12 z15	БУ-03.159	13500
40	Втулка бронзовая	100х90х120	3250
41	Шестерня инструментального барабана m12,5 z15	БУ-03.165	13000
42	Втулка бронзовая	100х90х100	2130
43	Диск основной (муфта фрикционная)	116. 07.120.03	12000
44	Диск фрикционный в сборе	116.07.110.00	4000
45	Накладка ферродо	350х210х5	200
46	Бугель	116.07.100.03	6900
47	Кольцо бугеля	156х110х20	2750
48	Шкив привода желонки	БУ-22.12.03	12500
49	Маховик	116.07.000.01	58500
50	Ругулятор фрикциона главного вала	116.07.100.21	5000
	Стрела. Головка стрелы. Блок ударной балки.
51	Шатун	116.09.000.00	30000
52	Палец шатуна с гайкой	БИ-04. 352	6600
53	Втулка бронзовая шатуна верхняя (2шт на шатун) 110х100х65	БУ-04.65	2500
54	Втулка бронзовая шатуна нижняя (1шт на шатун) 125х110х100	БУ-04.64	3300
55	Амортизатор головного блока в сборе	116.01.150.00	24000
56	Амортизатор головного блока (резина)	БУ-01.26	1500
57	Амортизатор полуобода ударной балки	БУ-02.04	2750
58	Блок головки стрелы (колесо)	116.01.100.15	24000
59	Ось головного блока	БУ-01.130	710
60	Втулка бронзовая головного блока	БУ-01. 129	2700
61	Колокол	116.01.500.00	20500
62	Полуобод блока (компл. из 2-х половин)	БУ-02.69	31600
	Привода. Ходовая часть.
63	Цепь Гааля	25 звеньев	7600
64	Цепь Гааля	35 звеньев	10500
65	Ремень h=14мм b=22мм	5600С	1100
66	Ролик поддерживающий	БУ-05.09	4100
67	Ролик опорный	БУ-05.00.118	5400
68	Втулка на опорный ролик	БУ-05.33	1400
69	Ось опорного ролика	БУ-05. 08	950
70	Ось трака	БУ-05.24	400
71	Втулка бронзовая ленивца	БУ-05.68	2700
72	Лента тормозная нижняя	116.27.200.00	10500
73	Лента тормозная верхняя	116.27.100.00	10500
74	Лента тормозная ЛАТ-2 метр погонный	10х200	1700
75	Лента тормозная ЛАТ-2	5х100	700
76	Лента тормозная ЛАТ-2	5х50	320
77	Каток поддерживающий (ролик, втулка)		5300
	Прочее
78	Электродвигатель	22 Квт	54000
79	Трос ГОСТ 2688-80	14 мм	98
80	Трос ГОСТ 2688-80 (правая свивка) / (левая свивка)	22,5 мм	230 /270
81	Домкрат реечный	10 тн	16250
82	Домкрат винтовой	10 тн	15000
83	Набивка сальниковая (10мм, 12мм, 14мм) за кг	АП-31	250
84	Подшипник главной лебедки 125х115х145		3800
85	Подшипник ударной шестерни и глпвной лебедки	125х100х155	5800
86	Подшипник ударной шестерни	98х75х115	3750
87	Башмак на гусеницу ( трак )	05-06-023	4000
88	Втулка маховика конусная		4900
89	Лента тормозная ходовая	116. 29.130.00	13250
90	Головка стрелы в сборе	116.01.100.00	103300
91	Блок направляющий ударной балки в сборе		54200
92	Шестерня ударная с валом		113500
93
	Буровое оборудование на буровой станок Амурец-100
94	Труба обсадная Ф 168 мм, стенка 12мм, длина 2м		12000
95	Башмак Ф 186 мм, длина 220мм		7000
96	Ключ шарнирный КШ-168		4900
97	Ключ инструментальный		12800
98	Штанга буровая, длина 3,115м		35000
99	Замок канатный		21000
100	Полуштанга
101	Головка выбивная разъемная
102	Головка забивная
103	Вкладыш из 2-х половин
104	Полухомут Ф 168мм
105	Долото крестовое
106	Долото плоское
107	Труболовка

Станки ударно-канатного бурения.

Станки ударно-канатного бурения широко применяются для бурения разведочных скважин на россыпях по породам любой крепости на глубину до 300 м. На карьерах при бурении крепких горных пород их вытеснили станки ударно-вращательного бурения погружными пневмоударниками и станки шарошечного бурения. Основной недостаток ударно-канатных станков – малая частота ударов (40 – 50 в минуту), ограничивающая их производительность. Увеличить частоту ударов невозможно, так как продолжительность падения бурового снаряда зависит от высоты его подъема, ускорения свободного падения и сопротивления шлама.

Таблица 1.2.

Техническая характеристика станков ударно-канатного бурения

(завод-изготовитель — Оротуканский завод горного оборудования)

Показатели	Марка станка
БУ-20-3	БУ-20-2УШ	УКС-22М
Наибольшая глубина бурения, м
Наибольший диаметр бурения, мм
Высота подъема бурового снаряда над забоем, мм: Наибольшая
Наименьшая
Способ передвижения	Самоходный на гусеницах	Прицеп
Масса станка без канатов и бурового снаряда, т	12,5	11,4	7,6

Станок ударно-канатного бурения (см. рис.1.6.) содержит рабочий буровой инструмент 1, закрепленный на канате 2. Канат огибает головной блок 3, оттяжной блок 4, направляющий блок 5 и намотан на барабан лебедки 6. Оттяжной блок 4 установлен на балансире 7. Вращение от главного вала 8 станка передается кривошипу 9. Палец 10 кривошипа шарнирно соединен с шатуном 11, на другом конце которого шарнирно закреплен балансир 7.

При вращении кривошипа шатун 11 передвигает оттяжной блок 4 по дуге, радиус которой равен длине балансира 7. При нижнем положении пальца 10 кривошипа 9 и оттяжного блока 4 долото будет приподнято над забоем. При перемещении пальца кривошипа и оттяжного блока в верхнее положение долото в конце хода ударится о забой. Во время подъема происходит поворот бурового инструмента на некоторый угол за счет раскручивания каната, что обеспечивает получение скважины круглого сечения.

Рис. 1.6. Схема станка ударно-канатного бурения.

1 – буровой инструмент; 2 – канат; 3 – головной блок; 4 – оттяжной блок;

5 – направляющий блок; 6 – барабан лебедки; 7 – балансир; 8 – главный вал; 9 – кривошип; 10 – палец; 11 – шатун; 12 – амортизатор; 13 – мачта;

14 – желонка; 15 – желоночный барабан; 16 – ролик; 17 – тормоз.

Буровая лебедка (см. рис.1.7.) состоит из приводного вала 1, опирающегося на опоры качения, установленные на стойках рамы. На валу на подшипниках смонтирован барабан 2 с намотанным на него тросом 3. Вращение от приводного вала 1 передается на барабан 2 через фрикционную муфту 4. Рукоятью 5, связанной с кулачками 6, управляют фрикционной муфтой, а рукоятью 7 – тормозом 8. Для обеспечения подъема бурового снаряда рукоять 5 устанавливают в такое положение, при котором кулачки 6 соединяют между собой диски фрикционной муфты. В результате этого вращение через фрикционную муфту передается от приводного вала барабану 2 и происходит наматывание троса на барабан. Для экстренной остановки барабана рукоятью 7 приводят в действие тормоз 8.

Рис.1.7. Фрикционная лебедка

1 – приводной вал; 2 – барабан; 3 – трос; 4 – фрикционная муфта;

5 – рукоять управления муфтой; 6 – кулачки;

7 – рукоять управления тормозом; 8 – тормоз.

Рабочий буровой инструмент делится на основной и вспомогательный. К основному относятся долото и канатный замок. Соединенные вместе они образуют буровой снаряд. Вспомогательный буровой инструмент состоит из желóнки для извлечения бурового шлама из скважины и специальных долот для исправления скважины.

Применяют несколько типов долот. Основные из них: плоские, крестовые, двутавровые и округляющие (см. рис. 1.8.).

Рис.1.8. Типы долот

а — плоское; б – двутавровое;

в – крестовое; г – округляющее.

Плоские долота предназначены для проходки монолитных пород без твердых включений. Их выпускают диаметром от 148 до 695 мм. Масса долот от 42 до 520 кг.

Двутавровые долота предназначены для проходки вязких пород. Их лезвия имеют выступающие в обе стороны борта, обеспечивающие лучшую обработку стенок скважины. Выпускают их диаметром 148 – 850 мм, масса 42 — 630 кг.

Крестовые долота применяют для проходки твердых трещиноватых пород, а также валунно-галечных отложений. Диаметр этих долот 148 – 595 мм, масса 66 – 980 кг.

Округляющие долота используют для проходки твердых трещиноватых пород и валунно-галечных отложений, а также для выравнивания стенок скважины. Диаметр выпускаемых долот 148 – 695 мм, масса 85 – 1400 кг.

После углубления скважины на 0,3 – 0,6 м, при бурении крепких пород, и на 1,0 – 1,5 м при бурении слабых пород, когда долото начнет вязнуть в разрушенной породе и скорость бурения упадет, буровой снаряд поднимают из скважины и в нее опускают на канате желонку (см. рис.1.9.).

Рис.1.9. Желонка

1 – корпус; 2 – башмак; 3 – клапан;

4 – шток.

Желонка представляет собой полый цилиндр с клапаном на нижнем конце. Если забой находится в сухих породах, то в скважину наливают воду в таком количестве, чтобы образовался столб воды высотой, равной длине желонки. После спуска желонки от главного вала станка включают желоночный

барабан для подъема желонки на высоту 0,5 – 0,7 м, а затем сбрасывают желонку в скважину, производя ею 10 – 15 ударов по забою. Под действием этих ударов суспензия из разрушенной породы и воды, приподнимая клапан, заполняет желонку. Заполнение желонки происходит по закону сообщающихся сосудов. При этом одним сосудом является буровая скважина, а другим сосудом – желонка. Для разгрузки желонки ее опускают вертикально на шток 4 и клапан 3 открывается. Произведя два-три спуско-подъема желонки, забой очищают от разрушенной породы и вновь спускают буровой снаряд, включают ударный механизм и продолжают углубление забоя.

Перед бурением скважины станок устанавливается горизонтально и закрепляется домкратами. При бурении крепких пород буровой инструмент подвешивается таким образом, чтобы он на несколько сантиметров не доходил до забоя. Это расстояние проходится за счет сжатия амортизатора. Амортизатор состоит из набора резиновых дисков и металлических прокладок. Он ослабляет ударную нагрузку, передаваемую на мачту и балансир. В мягких породах навеска бурового инструмента над забоем не производится, так как глубина внедрения бывает достаточной для сжатия амортизатора.

БУРОВАЯ УСТАНОВКА УСПК БУ- 320 ЭК

1.	Допускаемая нагрузка на крюке по ГОСТ16293-89, кН (Тс)	3200(320)
1.	Максимальная статическая нагрузка на крюке по стандарту API, кН (Тс)	3840 (384)
1.1	Наибольшая нагрузка от массы колонны бурильных труб, кН (Тс)	2000 (2000)
2	Условная глубина бурения, м	5000
3	Скорость подъема крюка, м/с (при оснастке 5х6)	0…1,5
4	Ротор Р700 с ПКР 560М-ОР
4. 1	Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
4.2	Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, кН.	5000
4.3	Статический крутящий момент на столе ротора, кНм (кГс·М).	80000 (8000)
4.4	Вкладыш ротора Р-700	Есть
4.5	Частота вращения стола ротора, обеспечиваемая приводом, об/мин	0…250
4.6	Обогрев (змеевик для обогрева масляной ванны)	Паровой
5	Привод ротора:	Индивидуальный от эл.двигателя переменного тока D423-1250.LC6 1250 кВт
5.1	Расчетная мощность привода ротора, кВт, не более (Ограничение мощности привода ротора выполнено по электрической схеме)	820
5. 2	Тип передачи	Карданный вал
5.3	Тормоз дополнительный бесступенчатый	ШПМ-500
6	Лебедка буровая с дополнительным приводом:
6.1	Тип	БЛ-1900/1-Э
6.2	Расчетная мощность на входе в лебедку, кВт	1900
6.3	Усилие натяжения ходовой ветви лебедки, Тс	32
6.4	Тормозная система	Торможение при спуске двигателями лебедки. Аварийный и стояночный тормоз нормально замкнутый двухдисковый. Управление тормозом пневматическое
6.5	Размеры барабана, мм
	— диаметр	785
	— длина	1466
6.6	Число основных электродвигателей, шт.	2
6.6.1	Тип электродвигателя	D423-1250.LC6 1250 кВт
6.7	Привод дополнительный (независимый от основного привода)	Подключен к валу подъемному через дополнительный редуктор и кулачковую муфту с пневматическим механизмом включения
6.7.1	Тип электродвигателя	АВ-280 М6 90/1000 УХЛ
6.7.2	Номинальная мощность двигателя, кВт.	90
7	Буровой насос:
7.1	Тип насоса	УНБТ-1180L1
7.2	Мощность бурового насоса, кВт	1180
7.3	Число буровых насосов, шт.	2
7.4	Максимальное давление, развиваемое насосом, МПа	35,7
7.5	Максимальная подача насоса, л/с	51,4
7.6	Максимальная частота ходов поршня в минуту	125
7.7	Степень регулирования подачи, %	100
8	Приводы насосов:	Индивидуальные от эл.двигателей переменного тока D423-1250.LC6 1250 кВт,
8.1	Количество приводов, шт.	2
8.2	Тип передачи	клиноременная
8.4	Количество ремней в комплекте, шт.	4
8.5	Длина ремня, мм.	8001
8.6	Диаметр ведущего шкива, мм.	560
8.7	Диаметр ведомого шкива, мм	1010
9	Кронблок:
9.1	Обозначение кронблока	КБ-6-400
9.2	Грузоподъемность, Тс.	400
9.3	Профиль желоба шкивов под канат диаметром, мм.	35
9.4	Число шкивов	4+1+1
9.5	Наружный диаметр шкивов полиспаста, мм.	1400
9.6	Наружный диаметр обводного шкива, мм	1400
10	Талевый блок:
10.1	Обозначение крюкоблока блока	УТБК-5-320М
10.2	Грузоподъемность, т (кH).	320 (3200)
10.3	Профиль желоба шкива под канат диаметром, мм.	35
10.4	Число шкивов	5
10.5	Наружный диаметр шкивов, мм.	1400
11	Механизм перепуска и крепления талевого каната:
11.1	Максимальное натяжение каната, тс.	34
11.2	Диаметр барабана, мм.	750
11.3	Диаметр каната, мм.	35
11.4	Количество витков каната на барабане, шт.	4
12	Талевая система
12.1	Оснастка	5х6
12.2	Схема оснастки	прямая
13	Направляющие балки:
13.1	Удельное давление направляющих на грунт, кгс/см², не более	1,2
13.2	Общая длина направляющей, м	99
14	Устройство для перемещения	Гидравлического типа
14.1	Допускаемая нагрузка от массы инструмента установленного на подсвечниках при перемещении буровой установки, кН (Тс)	1750 (175)
15	Устройство для выравнивания вышечно-лебедочного блока в процессе бурения	От встроенных 16 гидродомкратов
15.1	Высота выравнивания, мм.	500
16.	Высота оснований, м:
16.1.	Отметка пола буровой	9,8…10,2
16.2.	Просвет для установки сборки превенторов	7,8…8,3
17	Вышка буровая:	Мачтовая с открытой передней гранью для работы с СВП
17.1	Обозначение вышки	ВМП 46/320
17.2	Расстояние от стола ротора до низа рамы кронблока, м.	46
17.3	Расстояние между осями ног, м	10
17.4	Соединение секций	Пальцевое
17.5	Подъем вышки	Дополнительным приводом через УПВ талевой системой
17.6	Центрирование вышки:
17.6.1	— в направлении приемных мостков и амбаров	Винтовыми фиксаторами
17.6.2	— в направлении перпендикулярном приемным мосткам	Переносными гидравлическими домкратами
17.8	Способ монтажа	Сборка в горизонтальном положении с подъемом в вертикальное положение буровой лебедкой и полиспастом
17.9	Расчетное усилие натяжения ходовой ветви каната полиспаста при подъеме вышки, кН (Тс)	150 (15)
18	Номинальная длина свечи, м	24-27
18.1	Диаметр бурильных труб, мм	114, 127, 147
18.2	Вместимость магазина и подсвечников для труб диаметром, м: 114 мм 127 мм 147 мм	5625 5200 4700
18.3	Длина квадрата , м	27+1.0
19	Вертлюг:	УВ-320МА
19.1	Статическая грузоподъемность, Тс	320
19.2	Максимальное рабочее давление, МПа	35
19.3	Диаметр проходного отверстия в стволе, мм	75
20	Система верхнего привода	TD-350-HT (Bentec)
20.1	Допустимая нагрузка по стандарту API, т	317
20.2	Номинальная мощность, кВт	758
20.3	Номинальное давление, МПа	50
21	Средства механизации при спускоподъемных операциях
21.1	Устройство для подачи трубы в шурф	Пневматическое
21.2	Устройство для подтягивания труб на платформе верхового рабочего	Лебедка с электрическим приводом
21.3	Захват клиньевой пневматический	ПКР-560, ПКРО
21.4	Ключ буровой автоматический	АКБ-4М
21.5	Ключ гидравлический для обсадных труб	ГКШ-4000
21.6	Гидрораскрепитель, шт.	2
21.6.1	Усилие при давлении 100кгс/см², тc	7
	160кгс/см², тc	11
	200кгс/см², тc	14
21.6.2	Ход каната гидрораскрепителя, мм	1600
21.7	Ключ механический, шт.	2
21.8	Ключ гидравлический для бурильных труб	ГКШ-1500
22	Система приготовления, очистки и обработки раствора
22.1	Полный объем (в эшелоне), м³:	365
22.1	-емкости блока очистки -емкостей для бурового раствора -емкости приготовления раствора -емкости водяной -емкости доливной	42 4х50=200 20+30=50 50 23
22.2	Пропускная способность средств очистки, дм³/с не менее
22.2	-вибросит -пескоотделителя -илоотделителя -дегазатора -центрифуг	120 45 45 40 6,94
22.3	Наименьший размер частиц, удаляемых из бурового раствора плотностью 1,1-1,2 г/см³, мм:
22.3	-виброситом -пескоотделителем -илоотделителем -центрифугой	0,16 0,04-0,06 0,02-0,04 0,005
22.4	Производительность подпорных насосов, м³/час	240
22.5	Условный проход сливного растворопровода, мм	250
23	Манифольд
23.1	Максимальное давление в манифольде, МПа	35
23.2	Условный проход манифольда, мм	100
23.3	Стояк манифольда	Стояк сдвоенный с дополнительной секцией при работе с СВП
24	Укрытие буровой площадки (сэндвич-панель), высотой, м	6
25	Укрытие насосного блока и блоков ЦС	Сэндвич панели
26	Система отопления буровой установки:
	Котельная БПК-3М ООО «Промэнергомаш»
26.1	Обогрев рабочих мест	Горячим воздухом
26.2	Обогрев технологического оборудования	Паровыми регистрами и змеевиками
26.3	Номинальная теплопроизводительность по пару, т/ч	3
26.4	Расход пара, м /ч, не более	20000
26.5	Максимальная температура пара на выходе, ⁰С, не более	178
26.6	Номинальная паропроизводительность, кг/ч	1000х3
26.7	Давление пара на выходе, МПа	0,8
26.9	Вид топлива	нефть 2.2.1.1 ГОСТ Р 51858
26.10	Емкость хранения нефти, м³	45
27	Система пневматического управления
27.1	Модульная компрессорная станция, тип	Блок бокс технологический Компрессорная станция БКК-13/10-2
27.2	Компрессорная установка, кол-во	ДЭН-45Ш, 2 шт.
27.3	Давление воздуха в пневмосистеме, МПа	1
27.4	Общая производ-ть компрессора, нм3/мин	13
27.5	Объем ресиверов, м3	6х0,9=5,4
27.6	Точка росы	70 ⁰С
28	Дизель-электрический агрегат	АД400-Т400-1РН
28.1	Количество агрегатов, шт	1
28.2	Мощность, кВт	400
28	Средства механизации
28.1	Устройство эвакуации верхового рабочего	Канатного типа
28.2	Для обслуживания мостков	Кран консольно-поворотный г.п. 5 т длиной стрелы 10м
28.3	Для работы на буровой площадке и мостках	Лебедка вспом. Р573 – 2 шт.
28.4	На буровых насосах	Кран консольно повортный 0,2 т – 2 шт
28.5	В блоке очистки (модуль шламовых насосов)	Монорельс с руч-ной талью 1т (1шт.)
28.6	В блоке приготовления раствора	Монорельс с электрической талью 3,2 т (1 шт.)
28.7	В насосном блоке	Монорельс (1 шт.) с ручной талью 1т
28.9	Для подвески ВШН в подроторном пространстве	Таль ручная 3 т (1 шт)
28.10	Для подачи и обслуживания ПВО	Таль электическая 10 т (2 шт)
28.11	В лебедочном блоке	Монорельс с талью 5 т (1 шт)
29	Монтаж и транспортирование основного оборудования с куста на куст	Блоками, модулями на полуприцепах, агрегатами на универсальном транспорте

Росгеология приобрела новую буровую установку для глубокого разведочного бурения районах Крайнего Севера

Буровая установка имеет грузоподъемность до 400 т и способна бурить скважины глубиной до 6000 м

Москва, 15 дек — ИА Neftegaz.RU. Росгеология приобрела отечественную буровую установку БУ УСПК 6000/400 ЭРА Таймыр-Р1, предназначенную для глубокого разведочного бурения на нефть и газ в районах Крайнего Севера.
Об этом Росгеология сообщила 15 декабря 2020 г.

БУ УСПК 6000/400 ЭРА Таймыр-Р1 разработана и произведена Урало-Сибирской промышленной компанией (УСПК), которая выпускает полнокомплектные буровые установки, предназначенные для кустового и стационарного бурения с 2005 г.
Приобретенная Росгеологией буровая установка является новой разработкой УСПК, созданной на основе БУ 6000/400 ЭК-БМЧ Уралмаш НГО Холдинг.
Это современная буровая установка с электрическим частотно-регулируемым приводом переменного тока с цифровой системой управления выполнена в блочно-модульном исполнении.
Буровая установка спроектирована специально для работы в Арктике с расчетом на сильные ветровые нагрузки в условиях низких температур.
Контрольная сборка буровой установки УСПК была завершена в г. Буланаше на машзаводе в конце сентября 2020 г.
Основные принципиальные технические показатели БУ УСПК 6000/400 ЭРА Таймыр-Р1:

условная глубина бурения 6000 м,
допускаемая нагрузка на крюке 400 т,
электрический частотно-регулируемый привод переменного тока,
цифровая система управления,
блочно-модульная компоновка,
вышка башенного типа, блочная,
полное укрытие БУ, включая вышку,
обеспечение экологически безопасной эксплуатации.

Преимущества буровой установки.

блочно-модульная конструкция — сокращает сроки перевозки и монтажа БУ.
2-эшелонная компоновка

позволяет установку дополнительных блоков,
минимизирует занимаемую площадь БУ и влияние на окружающую среду,
снижает затраты на отсыпку.

расположение приемного моста и стеллажей для работы с трубами в составе эшелона позволяет производить перемещение всего комплекта установки внутри куста в едином комплексе;
полное укрытие буровой установки, включая вышку, приемный мост и рабочие зоны:

позволяет эксплуатировать оборудование при аномально низких температурах и силе ветра до 33,5 м/сек.,
повышает энергоэффективность эксплуатации;
обеспечивает максимально комфортные условия труда.

применение системы фильтрации для очистки воздуха от паров нефтепродуктов, а так же конструктивных приспособлений для сбора утечек бурового раствора — позволят исключить загрязнение окружающей среды.
возможность применения метода горизонтального бурения — позволяет:

разрабатывать сложные участки горных пород;
получать доступ к трудноизвлекаемым запасам (ТрИЗ).

оборудование БУ новейшей системой контроля параметров бурения — позволяет вести дистанционный мониторинг состояния оборудования и контроль за технологическими параметрами бурения.

Приобретение новой БУ осуществлено:

на условиях лизинга при участии лизинговой компании ЗЕСТ, дочкой банка Россия.
в рамках инвестпрограммы Росгеологии по модернизации оборудования, что является одним из направлений стратегии холдинга, направленной на повышение операционной эффективности и конкурентоспособности производственных кластеров.

Напомним, что в 2017 г. Росгеология получила льготный заем от Фонда развития промышленности (ФРП) для финансирования приобретения буровых установок производства Уралмаш НГО Холдинг.
Последовательная модернизация парка бурового оборудования позволит Росгеологии качественно и своевременного выполнять госконтракты по параметрическому бурению, а также успешно конкурировать на коммерческом рынке разведочного бурения.
В настоящее время действующий парк бурового оборудования НПЦ Недра, дочки Росгеологии, включает:

5 буровых установок;
3 подъемника для проведения испытания скважин.

Средний возраст оборудования — 6,8 лет.

Бурение параметрической скважины Канандинская 278

Новая буровая установка приступит к работе в 1^м полугодии 2021 г.
БУ УСПК 6000/400 ЭРА Таймыр-Р1 будет доставлена и смонтирована на площадке параметрической скважины Канандинская 278 в восточной части Эвенкийского района Красноярского края.
Росгеология планировала бурение скважины Канандинская 278 еще в 2017 г.
Но только в июне 2020 г. Росгеология была признана победителем тендера на выполнение 1^го этапа бурения параметрической скважины Канандинская 278 и заключила госконтракт с ФГБУ ВНИГНИ.
Контракт предусматривает, что в 2021-2022 гг. скважина Канандинская 278 будет пробурена до глубины 3700 м до девонского горизонта, и будут созданы условия для ее углубления до 5400 м.
Работы выполняют специалисты НПЦ Недра.
В рамках 2^го этапа работ скважина должна достичь тэтэрской свиты венда, что позволит геологам исследовать характеристики ордовик-кембрийских и вендских потенциально продуктивных горизонтов, в т.ч. геолого-геофизические параметры кембрийских рифогенных массивов, выделяемых по данным сейсморазведки, и установить предпосылки их нефтегазоносности.

Буровая установка БУ-3Д-86-1М

НАЗНАЧЕНИЕ:

Предназначена для разведочного и эксплуатационного бурения нефтяных и газовых скважин в районах с умеренным климатом исполнение У категории I по Гост 15150-69

Конструктивные особенности:

— Привод лебедки, ротора и одного бурового насоса групповой от 3-х силовых агрегатов с дизелями типа АСД-1Ш-500-КП-ЯСУ500-У2, АСД-2Ш-500/580-ЯСУ500-У2

Привод второго насоса индивидуальный от 2-х силовых агрегатов с дизелями типа

АСД-1Ш-500-ЯСУ500-У2, АСД-2Ш-500/500-ЯСУ500-У2

Вспомогательный тормоз – электромагнитный типа УТГ-1450

Источником питания и распределения электроэнергии напряжением 380/220 В. переменного тока, служат два дизель-электрических агрегатов типа АД-100С-Т400 и АД-200С-Т400-1Р мощностью 100кВт каждый.

— Все наставляемое оборудование имеет технологическую обвязку и поставляется заказчику с полной или частичной заводской сборкой (в зависимости от последующих транспортировки буровой установки).

— для защиты обслуживающего персонала и оборудования от воздействий применяются укрытия и по просьбе заказчика система обогрева.

— 1М обозначает модернизацию БУ с 2010 года. До модернизации буровой установки синхронизация работы силовых приводов проводилась практически вручную путем регулирования рычагов и тросов. Теперь благодаря микропроцессорной системе управления ЭСУПД на базе контроллера ID DCU Marine (ComAp, Чехия) оператору буровой установки достаточно просто нажать кнопку пуска: синхронизация и распределение нагрузки происходят автоматически. Такая автоматизация значительно упрощает работу технического персонала, повышает надежность установки и увеличивает ресурс двигателей. В паспорте при заполнении будет дописано не достающее в наименовании и в номере БУ.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ:

Наименование параметров

Величина параметров

Допускаемая нагрузка на крюке, кН

Условная глубина бурения, м

Скорость подъема крюка при расхождении колонн (ликвидации аварий), м/с не менее

Скорость установившегося движения при подъеме элеватора (без нагрузки), м/с не менее

Расчётная мощность, развиваемая приводом на входном валу подъемного агрегата, кВт, не менее

Диаметр отверстия в столе ротора , мм, не менее

Расчётная мощность привода ротора, кВт, не более

Мощность бурового насоса, кВт

Диаметр талевого каната, мм

Высота основания (отметка пола буровой), м

3200

5000

0,16

1,43

690

700

218

600± 10%

6х7

6,5

350

КОМПЛЕКТАЦИЯ:

№	Обозначение	Наименование	Кол-во
1	ВБ-53×320М.00.00.000	Вышка ВМА 45-320 Грузоподъемность 320т. Высота 44,8м.	1
2	44015.66.000	Эвакуатор верхового рабочего	1
3	14040.88.000	Кронблок УКБ 7х400	1
4	14040.89.050	Крюкоблок УТБК 6х320	1
5	14016.45.110-02	Ротор Р700 с ПКР 560М-ОР	1
6	4062.45.450	Вкладыш роликовый направляющий	1
7	4045.45.500	Комплект упоров ротора	1
8	14040.72.700	Лестницы, площадки и ограждения	1
9	4092.46.100	Вертлюг УВ-320	1
10	14040.90.010-01	Лебедка ЛБУ-1200Д-1	1
11	14020.90.600	Вал карданный	2
12	14040.81.200	Механизм управления ленточным тормозом	1
13	14040.95.060	Пост бурильщика	1
14	14040.32.000	Передача на ротор	1
15	14030.66.050	Пневмораскрепитель	1
16	4076.59.000	Механизм крепления каната	1
17	АКБ-3М2	Ключ буровой автоматический АКБ-3М2	1
18	14077.44.000	Лебедка вспомогательная ЛВ-50В	1
19	14040.71.300	Ограничитель подъема талевого блока	1
20	14040.73.000-3	Основание вышечного блока ОБ53М нагрузка — 357т. Высота пола — 8 м; размер базы — 14,47х13м, масса — 63т.	1
21	14040.74.000	Основание лебедочного блока	1
22	14040.74.050-1	Основание приводного блока	1
23	14042.72.000	Мост приемный со стеллажами	1
24		Желоб наклонный	1
25	14021.29.500-1	Каркас укрытия насосно-приводной части	1
26	14020.29.000	Каркас укрытия приводного блока	1
27	14040.29.500	Каркас укрытия лебедочного блока	1
28	14016.53.250	Насос буровой двух поршневой УНБТ-950А (правое р. шк. Ø 1400)	1
29	14016.53.250-01	Насос буровой двух поршневой УНБТ-950А (левое р. шк. Ø 1400)	1
30	4081.35.220	Кран консольно-поворотный г.п. 0.5 Тн	2
31	14040.37.000-1	Ограждение привода насоса	1
32	14040.37.500-1	Ограждение насоса	1
33	14040.37.600-1	Ограждение насоса	1
34	14040.37.450	Кожух	1
35	14020.10.000	Коробка передач КПЗ-900Д	1
36	РК4982СБ	Агрегат силовой АСД-1Ш-500-ЯСУ500-У2	1
37	РК4980СБ	Агрегат силовой АСД-2Ш-500/500-ЯСУ500-У2	1
38	РК4974СБ	Агрегат силовой АСД-1Ш-500-КП-ЯСУ500-У2	1
39	РК4983СБ	Агрегат силовой АСД-2Ш-500/580-ЯСУ500-У2	2
40	14040.68.100	Управление топливными насосами дизелей	1
41	КП 3,2 АИР 90L4У3	Кран КП 3,2М	1
42	КП 2 АИР 90 L4У3	Кран КП 2	1
43	4095.92.000	Агрегат трансмиссии ротора	1
		Блок циркуляционной системы
44	БУ 001.000.002	Модуль емкости Р	5
45	БУ 001.000.003	Модуль емкости В	1
46	БУ 001.000.007	Емкость	1
47	БУ 001.000.005	Модуль Ш 1	1
48	БУ 001.000.006	Модуль Ш 2	1
49	БУ 001.000.009	Емкость долива	1
50	БУ 001.000.010	Емкость долива	1
51		Вибросито СВ 1 ЛМ	2
52		Гидроциклон ГЦК — 360	2
53		Дегазатор «Каскад 40.02»	2
54		Механический перемешеватель ПБРТ-5,5	11
55		Насос шламовый 6Ш8-2	4
56		Смеситель эжекторный СМ-100	1
57		Илоотделитель ИГ -45М	1
58		Таль ручная передвижная г\п 0,5тн.	1
59		Таль электрическая г\п 2,00 тн.	1
61	4062.05.050СБ	Комплект деталей трубопровода топливоподачи	1
62		Комплект деталей воздухопровода	1
63	4062.34.400	Основание нососное	1
64	14040.88.090	Шкив вспомогательный	1
65	19212.80.000	Емкость водяная	1
		Прочие изделия
66	МБ 2У 00.00.000	Манифольд буровой МБ-2У	1
67	АД-100С-Т400	Дизель-генератор АД-100С-Т400	1
68	АД-200С-Т400-1Р	Дизель-генератор АД-200С-Т400-1Р	1
69	БКК-13/10-2	Компрессорная станция с воздухосборником	1
70		Осушитель сжатого воздуха ОСВ 30\8	1
71		Ремень техстропный Е(Д)-10000 ГОСТ 1284.1-89	32
72		Ремень техстропный Е(Д)-5600 ГОСТ 1284.1-89	48
73		Ремень техстропный С(В)-6300Т ГОСТ 1284.1-89	5
74		Ремень техстропный А 2800Т	2

Набор бурового оборудования укомлектован монтажным устройством вышки ПВЛ-60.

Bentec GmbH Drilling & Oilfield Systems — Система перемещения буровой установки — Механическое оборудование

Шагающая система перемещения компании «Бентек» двигает мачту и основание ВЛБ с полным подсвечником в любом направлении.

Модель:

Характеристики и особенности конструкции

Упрощённая система перемещения значительно уменьшает потребность в техобслуживании.
Скорость перемещения 46 футов/час (14 м/час).
БУ может перемещаться в 20-и разных направлениях в диапазоне 360°.
Грузоподъёмность 661 387 фунтов (300 т) на модуль.
Суммарная грузоподъёмность 2 645 547 фунтов (1 200 т).
Беспроводной пульт управления.
Совместимость с большим количеством проектов БУ.
Можно интегрировать в гидравлическую систему БУ.
Компактное исполнение.
Температурный режим: от -45° C до +55 °C.
Повышенная эксплуатационная безопасность.
Соответствие требованиям стандартов CE и ATEX.

If you are interested in trainings for the Rig Walking System please click here.

Загрузить файл pdf

xxx

Описание

Система перемещения буровой установки компании «Бентек» решает задачу сокращения времени передвижки БУ между скважинами на кусте. Она уменьшает объём работы крановой техники и персонала, необходимый для передвижки всей БУ на следующую скважину.

Наша шагающая система перемещения совместима с большим количеством проектов БУ и может быть адаптирована как под уже работающие, так и под новые БУ. Она состоит из четырёх модулей, крепящихся непосредственно на основание ВЛБ. Гидроцилиндры системы подъёма и движения пошагово перемещают БУ (со всем буровым оборудованием и полным подсвечником) в нужное место. Система перемещения буровой установки компании «Бентек» выполнена по-немецки надёжно и прочно; она идеально подходит для БУ, задействованных в кустовом бурении.

Система управляется с дистанционного пульта и может запитываться от уже установленной на БУ гидростанции. По запросу можем поставить и отдельную гидростанцию.

Система перемещения буровой установки компании «Бентек» отвечает требованиям последних европейских и международных стандартов и обеспечивает высочайший уровень безопасности.

Морские буровые установки

| IPIECA

Последнее рассмотрение темы: 10 апреля 2013 г.
Сектора: Upstream

Энергия, необходимая для морских буровых установок, обычно обеспечивается дизельными двигателями. Обычно эти двигатели расходуют 20–30 м ³ дизельного топлива в сутки, в зависимости от выполняемых операций. Для снижения потребления энергии, количества сжигаемого дизельного топлива и выбросов в атмосферу можно использовать несколько мер. Меры по снижению энергопотребления можно разделить на две категории:

Снижение количества энергии, необходимой для буровой установки
Улучшение системы управления питанием

Для снижения энергопотребления буровой установки важно хорошо спланировать буровые работы.Эффективный процесс бурения обеспечивает меньший расход топлива на пробуренную ногу и, как следствие, меньшие выбросы. Автоматические системы смешивания бурового раствора, подобные тем, которые реализованы на комплексе Valhall в Северном море, сокращают дорогостоящие ошибки смешивания, воздействие опасных материалов и чрезмерные выбросы (Ссылка 4). Тщательное планирование, выполняемое инженерами по бурению и логистическим персоналом, может сократить время простоя и привести к более эффективному процессу бурения. Интеграция вращающейся и подъемной цементной головки с дистанционным управлением с операциями спуска обсадной колонны с верхним приводом сокращает время монтажа оборудования, что приводит к сокращению времени перехода между операциями спуска обсадной колонны и операциями цементирования (Ссылка 5).Наконец, программа технического обслуживания, ориентированного на надежность (RCM), также может сократить время простоя буровой установки, повысить безопасность и обеспечить лучшую окупаемость инвестиций. Например, RCM Ensco привел к 63% -ной рентабельности инвестиций (ссылка 2).

Дизайн буровой установки также важен. Хорошо спроектированные рабочие и жилые помещения уменьшают потребность в обогреве и охлаждении и особенно важны в суровых, холодных условиях, где потребность в обогреве обычно велика. Форма корпуса и конструкция верхней части буровой установки создают сопротивление ветру.Если это сопротивление ветра можно уменьшить, можно снизить потребление энергии.

Важным фактором, влияющим на потребление энергии на морской буровой установке, является способ размещения буровой установки. Пришвартованные суда потребляют гораздо меньше энергии по сравнению с судами с динамическим позиционированием (DP), потому что двигатели на судах DP используют энергию для позиционирования буровой установки. Компания ABB, британский производитель технологий для энергетики и автоматизации, разработала двигательную установку Azipod® — азимутальную подруливающую систему с гондолой, состоящую из электродвигателя с регулируемой скоростью, приводящего в движение гребной винт фиксированного шага в гондоле, погруженном за пределы корпуса корабля; между двигателем и подруливающим устройством нет шестерен или валов.Azipod® может снизить потребность в энергии тяги на 10–20% по сравнению с традиционными решениями для механических азимутальных двигателей малой тяги (Ссылка 3).

Выбор системы компенсации вертикальной качки также влияет на потребление энергии. Использование буровой лебедки с активным вертикальным подъемом (AHD), полностью электрического решения, требует другой энергии по сравнению с цилиндрической буровой установкой или традиционным компенсатором, устанавливаемым на корону (CMC), поскольку эти системы компенсации основаны на различных комбинациях гидравлического и электрического оборудования.Основными преимуществами гидравлического оборудования являются соотношение мощности и габаритов приводов и их способность сохранять энергию; Гидравлическое оборудование меньше и легче, чем его электрический эквивалент, в то время как газовые аккумуляторы, используемые в гидравлических системах, экономно сохраняют временные колебания энергии и будут продолжать работать в случае сбоя питания. Недостатками гидравлического оборудования являются необходимость в большом и тяжелом гидравлическом силовом агрегате (HPU), необходимом для питания оборудования, и температурная зависимость системы.Размещение HPU на буровой установке может быть проблематичным, особенно для поплавков. Свойства гидравлической жидкости зависят от температуры и могут влиять на общую производительность системы. С другой стороны, общий КПД электрических систем составляет 85–90% по сравнению с примерно 70% для гидравлической системы (Ссылка 1). Этот повышенный КПД делает электроэнергию предпочтительным вариантом для мощного оборудования. Электрические системы также позволяют точно контролировать крутящий момент и скорость и устраняют опасность утечки гидравлической жидкости для окружающей среды.Основным ограничением для электрической системы является накопление энергии, которое обычно представляет собой большие и тяжелые батареи.

В системе CMC используется стандартная вышка и стандартная буровая лебедка с системой гидравлической компенсации, установленной наверху вышки. Эта система оказывает наименьшую нагрузку на конструкцию вышки, но имеет ограниченную способность компенсации вертикальной качки. Распределение веса сверху может повлиять на устойчивость судна и снизить грузоподъемность палубы. CMC будет потреблять намного меньше энергии при работе в суровых условиях по сравнению с другими системами компенсации вертикальной качки.Схема системы CMC показана ниже.

Рисунок 1: Компенсатор Shaffer с коронкой (из ссылки 7)

Цилиндровая буровая установка заменяет вышку на мачту, а буровую лебедку — на гидроцилиндры. Эта конфигурация снижает центр тяжести буровой установки и снижает вес башни. Способность компенсации вертикальной качки ограничена конструкцией компенсирующего цилиндра. Хотя для работы системы требуется тяжелый HPU, типичное размещение HPU под полом буровой установки повышает устойчивость буровой установки за счет снижения центра тяжести.Использование нескольких цилиндров и проводов обеспечивает резервирование в случае отказа. Замена буровой лебедки на цилиндры значительно снижает шум на буровой площадке.

В системе AHD также используется стандартная вышка, но с полностью электронным управлением буровой лебедкой для компенсации вертикальной качки. Двигатели переменного тока обеспечивают точное управление лебедкой с типичной точностью компенсации менее 2%. Рекуперативная энергия, создаваемая торможением, может быть возвращена в буровую установку для потребления другим оборудованием.Как и цилиндровая буровая установка, конструкция AHD имеет более низкий центр тяжести, чем системы CMC, но имеет меньший вес, чем цилиндровая установка и системы CMC. Компенсация вертикальной качки не ограничена, как в других системах. Основным недостатком систем AHD является использование буровой лебедки с питанием от переменного тока, которая может быть шумной в ограниченном рабочем пространстве.

Повышенная гибкость в производстве энергии на буровой может быть достигнута за счет использования систем управления питанием и применения философии силовой нагрузки.Целью здесь было бы запускать генераторы с правильной нагрузкой, а не запускать все генераторы на холостом ходу. Чтобы сделать это возможным, можно использовать смесь генераторов различной выходной мощности (размеров); В качестве альтернативы решением может быть работа большинства генераторов с оптимальной нагрузкой и одного или двух генераторов с переменной нагрузкой. Простые системы распределения электроэнергии могут снизить частоту отключений за счет уменьшения количества систем распределения и перекрестных соединений. Если количество компонентов системы меньше и они более эффективны, затраты на производство и техническое обслуживание будут сокращены, а помещение для оборудования будет занимать меньшую площадь на буровой установке.

Системы рекуперации тепла, используемые для рекуперации тепла выхлопных газов, могут использоваться вместо производства тепла от паровых котлов, термомасляных котлов или электрических нагревателей. Это также поможет снизить потребление энергии.

Технологическая зрелость

Есть в продаже ?:	Есть
Жизнеспособность на шельфе:	Есть
Модернизация Браунфилда ?:	Есть
Многолетний опыт работы в отрасли:	<5

Ключевые показатели

Область применения:	Все буровые установки должны быть хорошо спроектированы и спроектированы
Эффективность:	В зависимости от размера
Нормативные капитальные затраты:	В зависимости от размера.Хороший дизайн и заблаговременное планирование новой буровой установки в конечном итоге снизят затраты.
Ориентировочные эксплуатационные расходы:	Меньший расход топлива (дизельное топливо). Более эффективная операция бурения позволит сэкономить на эксплуатационных расходах.
Описание типового объема работ:	На этапе проектирования новой морской буровой установки важно тщательно спланировать скважину, чтобы минимизировать потребление энергии. Это может быть сделано путем сотрудничества между операторами, имеющими опыт бурения, и владельцем буровой установки.Потребуется участие инженеров по бурению, инженеров-технологов, инженеров-механиков, а также инженеров-экологов. Для старых морских буровых установок с потенциалом экономии энергии необходимо проанализировать общее время и стоимость строительства скважины и сравнить их с новыми буровыми установками, в которых используются энергоэффективные технологии. Необходимо выполнить оценку экономической целесообразности модернизации для установки автоматических систем смешивания бурового раствора, улучшенных систем компенсации вертикальной качки и интегрированных систем управления энергопотреблением.Оценки энергоэффективности также могут быть выполнены в отношении эффективности нагревательного оборудования, чтобы инженеры-технологи, механики и электрики могли рассмотреть, например, замену старых нагревателей блоками утилизации отработанного тепла или установку генераторов с переменной нагрузкой. Такие модификации могут быть дорогостоящими для некоторых буровых установок, поэтому капитальные затраты на модификацию следует сравнивать с эксплуатационной экономией с точки зрения более низкого потребления энергии / топлива и сокращения выбросов парниковых газов (ПГ), прежде чем можно будет принять решение о замене старых обогревателей. взятый.

Решение драйверов

Технический:	Типовой проект
Оперативный:	Эффективные буровые работы снизят потребление энергии; автоматизация снижает потребность в персонале
Коммерческий:	Цена на дизельное топливо Экономия за счет покупки меньшего количества дизельного топлива
Окружающая среда:	Снижение выбросов парниковых газов Снижение выбросов ЛОС, NOX, SOX и других загрязнителей воздуха, включая опасные загрязнители воздуха, такие как формальдегид (за вычетом сжигания дизельного топлива)

Операционные проблемы / риски

Всегда следует проводить анализ опасностей

Возможности / бизнес-модель

Эффективные буровые работы и программы проектирования скважин будут способствовать сдаче скважин в более короткие сроки и с меньшим энергопотреблением, тем самым снижая общие эксплуатационные расходы.
Сокращение сжигания топлива может привести к сокращению выбросов парниковых газов
Возможность снижения шума

Примеры из практики

Моделирование системы накопления энергии на основе маховика для морского бурения (Ссылка 6)

Подробное моделирование буровой лебедки с компенсацией вертикальной качки, основанное на реальной буровой лебедке HITEC AHC-1000® и математической модели динамики маховика, было использовано для анализа ожидаемых характеристик крупномасштабной системы накопления энергии на основе маховика.Расход топлива основан на характеристиках дизель-генераторной установки Caterpillar. Моделирование было запущено с использованием Simulink в сочетании с Matlab (инструмент на языке графического программирования потоков данных). Моделирование показало снижение средней потребности в электроэнергии до 75% и пиковой потребляемой мощности до 90%. Топология маршрутизации питания и смоделированные профили нагрузки показаны ниже.

Рисунок 2: Топология маршрутизации питания

Рисунок 3: Смоделированные профили нагрузки

Каталожные номера:

Тапьян, Р.и Квернеланд, Хеге. (2010). «Конструкции гидравлических и электрических буровых установок: плюсы и минусы систем компенсации вертикальной качки поплавка». Подрядчик по бурению (веб-сайт): The Efficient Rig, 8 сентября 2010 г.
Лиу Дж. (2012). «Программа техобслуживания, ориентированная на надежность, сокращает время простоя и обеспечивает рентабельность инвестиций 63%». Подрядчик по бурению (веб-сайт): The Efficient Rig, 7 мая 2012 г.
Лэнгли, Д. (2011). «Проливая свет на электрическую простоту». Подрядчик по бурению (веб-сайт): The Efficient Rig, 21 сентября 2011 г.
Гуннерод, Дж., Серра, С., Паласиос-Тикас, М. и Кварне, О. (2009). «Высокоавтоматизированная система буровых растворов улучшает HSE и эффективность, снижает потребность в персонале». Подрядчик по бурению (веб-сайт): Drilling It Safely, 17 января 2009 г.
Cummins, T. (2011). «Модифицированная цементная головка сокращает время монтажа и риски». Подрядчик по бурению (веб-сайт): The Efficient Rig, 21 сентября 2011 г.
Уильямс, К. и де Йон, Х. Дж. «Технология гибридного вертикального бурения снижает выбросы и эксплуатационные расходы при морском бурении».Подрядчик по бурению, сентябрь / октябрь 2009 г., стр. 52–60.
National Oilwell Varco (веб-сайт)
Transocean (веб-сайт): Sedco Express

Как соотносятся средние затраты на различные буровые установки?

Средние затраты на типы нефтяных вышек могут широко варьироваться от примерно 20 миллионов долларов до 1 миллиарда долларов. Стоимость нефтяных вышек и бурового оборудования неизменно представляет собой значительные капитальные затраты для нефтедобывающей компании. Значительно большие инвестиции, требуемые в буровое оборудование, являются одной из причин, по которой нефтедобывающие компании готовы тратить время и деньги на проведение обширных сейсмологических исследований для определения доказанных и вероятных запасов, доступных для извлечения перед бурением.

Сухопутные и морские буровые установки

При наземном бурении оборудование представляет собой одну из двух основных статей расходов нефтедобывающей компании, а вторая — затраты на создание доступа к инфраструктуре для дорог, водоснабжения и электроснабжения. Для морского бурения более высокая стоимость бурового оборудования часто составляет почти 90% общих инвестиций нефтедобывающей компании.

Ключевые выводы

Стоимость бурения сильно различается в зависимости от проекта, а также от того, предусматривает ли проект бурение на море или на суше.
Оборудование представляет собой основные затраты на наземное бурение.
Морские буровые установки могут стоить от 15 до 20 раз дороже наземных буровых установок.
Стоимость буровых установок также варьируется в зависимости от глубины бурения, поскольку бурение более глубоких скважин обычно обходится дороже.

Цена на нефтяные вышки для наземного бурения в США обычно начинается с 18-20 миллионов долларов и увеличивается примерно до 25 миллионов долларов, но может быть почти вдвое больше, в зависимости от конкретной купленной буровой установки.Наименее дорогими являются те, которые классифицируются как наземные буровые установки с малой занимаемой площадью в США.

Готовые к использованию сланцы в США, как правило, стоят на 3–5 миллионов долларов больше, чем буровые установки с небольшой занимаемой площадью. Международные наземные буровые установки, разработанные для удовлетворения более широкого диапазона спецификаций, которые варьируются от страны к стране, обычно варьируются от 25 до 40 миллионов долларов.

Средняя стоимость морских буровых установок может быть в 15-20 раз больше, чем средняя стоимость наземных буровых установок. Наименее дорогие морские буровые установки обычно стоят около 200 миллионов долларов.Средняя цена морских буровых установок составляет около 650 миллионов долларов.

Буровые установки различаются по цене, среди прочего, в зависимости от глубины, на которую они предназначены для бурения, а в случае морских буровых установок — от глубины воды, на которой они предназначены для работы. Обычно копать глубже и добывать нефть стоит дороже.

Дневные курсы

Суточные ставки, которые представляют собой ежедневные расходы на аренду буровой установки, часто используются при расчете стоимости аренды буровых установок.В этом случае подрядчик по бурению предоставляет буровую установку, персонал и другие непредвиденные расходы, в то время как оператор проекта бурения оплачивает ежедневную ставку за услуги и оборудование. Ежедневная ставка обычно представляет собой фиксированную плату за контракт, поэтому дневная ставка рассчитывается путем деления общей стоимости контракта на количество дней, в течение которых предполагается завершить проект.

Морское бурение по-прежнему остается ужасной идеей через 8 лет после разлива нефти BP

Только в 2016 году было зарегистрировано 497 аварий (повреждения, травмы и разливы) с участием морских нефтяных вышек.Человеческий фактор и ущерб нефтегазовой инфраструктуре ураганом являются основными причинами разливов. Если Атлантический океан открыт для морского бурения, вопрос не в том, а когда… произойдет разлив. Мы не можем позволить этому случиться.

Недавнее исследование, проведенное общественной организацией Stop Offshore Drilling in the Atlantic (SODA), показало, что в 2017 году туристы, посетившие побережье Южной Каролины, потратили более 16 миллиардов долларов.

Анализ показал, что совокупная экономическая стоимость прямых расходов на прибрежный туризм с 2022 года (когда можно было пробурить первые скважины) по 2041 год может составить более 602 миллиардов долларов. Это примерно в 25 раз превышает наилучшую оценку API доходов нефтяной промышленности Южной Каролины за тот же период.

Основываясь на моем личном опыте в этой отрасли, я знаю, что для юго-востока не существует способа провести морские буровые работы.Береговая инфраструктура, трубопроводы, движение судов и загрязнение окружающей среды, сопровождающее бурение на море, разрушат наши прекрасные пляжи, здоровые болота и реки.

Он навсегда изменит десятки национальных заповедников дикой природы, национальные побережья, охраняемые государством территории и экологически важные морские районы. К тому же, по мнению ВМС США, морское бурение нарушит обучение и поставит под угрозу военную готовность.

Самое главное, открыть наше побережье для морского бурения — это решение навсегда. После того, как нефтяные компании заключают договоры аренды и обнаруживают коммерческие объемы нефти и газа, по закону они имеют право производить добычу по этим договорам, пробурить больше скважин или продать недвижимость другому оператору — навсегда.

Мы уже видели этот фильм у побережья Калифорнии, где нефтяные компании добывали — и разливали — по договорам федеральной аренды более 50 лет.Граждане Калифорнии начали борьбу с федеральным правительством после первого разлива нефти в Санта-Барбаре в 1969 году и до сих пор борются за прекращение бурения у своих берегов. Когда нефтяники приходят в город, их невозможно заставить уйти.

Для нашей экономики, для наших сообществ, для нашей индустрии туризма и рыболовства, для нашей окружающей среды и, что наиболее важно, для наших детей и будущих поколений, это просто не стоит риска.

Комментарий Пег Хауэлл, инженера-нефтяника, которая работала на море и на суше в нефтяной промышленности и является одним из основателей SODA — Stop Offshore Drilling in the Atlantic.

Чтобы узнать больше от участников CNBC, следите за @CNBCopinion в Твиттере.

История морских буровых установок

Морское бурение началось в 1897 году, всего через 38 лет после Кол.Эдвин Дрейк пробурил первую скважину в 1859 году. Х.Л. Уильямсу приписывают бурение скважины у деревянного пирса в проливе Санта-Барбара в Калифорнии. Он использовал пирс для поддержки наземной вышки рядом с существующим полем. Спустя пять лет в этом районе было 150 «морских» скважин. К 1921 году стальные опоры использовались в Ринконе и Элвуде (Калифорния) для поддержки наземных буровых установок. В 1932 году небольшая нефтяная компания Indian Petroleum Corp. построила остров со стальным пирсом (60 × 90 футов с воздушным зазором 25 футов) на расстоянии ½ мили от берега., для поддержки другой буровой установки берегового типа. Хотя колодцы не оправдали себя, а остров был разрушен в 1940 году ураганом, он был предшественником современных платформ в стальных оболочках. ^[1]

Обзор

В 1938 году на шельфе Техаса было открыто месторождение. Впоследствии в 1941 году была пробурена скважина длиной 9000 футов, аналогичная калифорнийским колодцам, с использованием деревянного пирса. Однако с началом Второй мировой войны все работы по бурению на море были остановлены. После окончания Второй мировой войны в 1945 году в штате Луизиана состоялась продажа по аренде прибрежных вод штата.За этим в 1955 г. последовала сделка по аренде в штате Калифорния (Закон Каннингема-Шелл), которая разрешила разведку нефтегазовых песков. ^[1] До последнего акта колонковое бурение могло проводиться только до появления нефти и газа. В то время все бурение было остановлено, а керн заткнули цементом.

Первое бурение на воде

Первое «бурение на воде» зародилось в болотах Луизианы в начале 1930-х годов с использованием мелкосидящих барж. Эти баржи имели прямоугольную форму с узкой прорезью в кормовой части баржи для проводника скважины.Каналы были и остаются дноуглубительными, чтобы буксиры могли доставлять баржи в нужные места. Позже баржи были «размещены» на решетчатой стальной конструкции над баржей, что позволило им работать на больших глубинах за счет погружения баржи на дно залива. Эти баржи обычно нуждались в сваях вокруг них, чтобы их не сдвинули с места ветром и волнами. Первая «морская» скважина, определяемая как «вне поля зрения суши», была начата 9 сентября 1947 года установкой вспомогательного бурения на тендере (TAD), принадлежащей Kerr-McGee, на глубине 15 футов в Мексиканском заливе ( ГОМ).Бывшая во время Второй мировой войны баржа размером 260 × 48 футов обслуживала комплект бурового оборудования (DES), который состоял из буровой лебедки, вышки и подъемного оборудования, расположенных на деревянной свайной платформе. ^[2]

Бретонская буровая установка 20 (рис. 1) , спроектированная Джоном Т. Хейвордом (в то время работавшим в Barnsdall Refining Co.), была большой погружной баржей с опорными позициями, признанной в 1949 г. — бурение одной из первых скважин в открытых водах Луизианы. Она отличалась от баржи Kerr-McGee тем, что все буровое оборудование находилось на одной барже, и ее можно было буксировать как единое целое.Установка, которая была преобразована из баржи для внутреннего бурения, имела два понтона для обеспечения устойчивости, по одному с каждой стороны баржи, которые гидравлически поднимались и опускались, когда баржа погружалась и откачивалась. Эти понтоны обеспечивали необходимую устойчивость для этой операции. Breton Rig 20, позже известная как Transworld Rig 40, стала важным шагом вперед, поскольку позволила избежать затрат и времени, необходимых для строительства деревянной платформы для поддержки всей или части морской буровой установки. Хотя она пробурила только преимущественно защищенные бухты на мелководье (менее 20 футов), Breton Rig 20 может претендовать на звание первой мобильной морской буровой установки (MODU).^[3] ^[4]

Рис. 1 — Breton Rig 20, переоборудованная баржа для бурения на болотах, способная бурить в открытых водах Луизианы на глубинах до 20 футов в 1949 году. Списана в 1962 году.

Первый ПБУ

Первым действительно оффшорным ПБУ был Mr. Charlie , спроектированный и построенный с нуля компанией Ocean Drilling and Exploration Co. (ODECO), возглавляемой ее изобретателем и президентом «Доком» Олденом Дж.Laborde. Mr. Charlie (Рис. 2) была специально построенной подводной баржей, построенной специально для плавания на нижней части корпуса до нужного места, и в результате затопления кормы она в конечном итоге оказалась на дне, чтобы начать бурение. операции. Когда Mr. Charlie прибыл на свое первое место в июне 1954 года, журнал Life написал о новаторской идее исследования добычи нефти и газа на шельфе. ^[5] Модель Mr. Charlie , рассчитанная на глубину 40 футов, задала тон тому, как строилось большинство MODU в Мексиканском заливе (GOM).Обычно изобретатель привлекал инвесторов, в данном случае Murphy Oil, а затем находил клиента с контрактом на бурение, в данном случае Shell Oil, что позволяло получить банковские ссуды для строительства установки.

Рис. 2 — Mr. Чарли, первый специально построенный (июнь 1954 г.) ПБУ для открытой воды, рассчитанный на глубину воды 40 футов. Вышел на пенсию в конце 1986 года и сейчас является музеем и тренировочной площадкой в Морган-Сити, штат Луизиана.

Поскольку шельф быстро опускался, а глубина воды быстро увеличивалась у берегов Калифорнии, подход здесь был полностью отличен от подхода GOM.Буровые установки были установлены на излишках корпусов кораблей времен Второй мировой войны, модифицированных для бурения в плавучем положении по сравнению с погружением баржи на дно океана, как это делалось в GOM. Нефтяные компании вступили в партнерские отношения или действовали независимо, но ПБУ не были спроектированы и построены буровыми компаниями по контракту в Калифорнии. Все проектирование и строительство выполнялись в строгой секретности с минимальным обменом знаниями, потому что считалось, что технологии дают преимущество при проведении тендеров на государственную аренду нефти и газа.До того, как в 1955 году были сданы в аренду права на нефть и газ, нефтяные компании использовали небольшие буровые установки, консольные над бортовым миделем старых барж времен Второй мировой войны. На этих баржах не было оборудования для контроля скважин или возможности выполнить программу по установке обсадных труб. Они могли бурить только до заданной глубины керна, понимая, что если они пробурили нефтяные и / или газовые пески, они остановились бы, установили цементную пробку и вытащили бы из керна. Эти сосуды-сердечники были очень восприимчивы к воздействию волн, что приводило к значительным кренам, вертикальной качки и тангажу, что затрудняло их эксплуатацию.

Первая морская буровая установка для управления подводными скважинами

С арендой, предоставленной штатом Калифорния для разведки и добычи нефти и газа, контроль скважины и возможность спуска нескольких колонн обсадных труб стали обязательными и потребовали совершенно новой, непроверенной технологии. Первой плавучей буровой установкой, в которой использовался контроль подводных скважин, была Western Explorer (рис. 3) , принадлежащая Chevron, которая в 1955 году пробурила свою первую скважину в проливе Санта-Барбара. Другие последовали за ними быстро, все они были озабочены морской средой и технологиями, позволяющими бурение в ненастную погоду.В 1956 году CUSS 1 был построен из другой баржи времен Второй мировой войны. Агрегат, построенный группой CUSS (Continental, Union, Shell и Superior Oil), имел длину 260 футов и ширину 48 футов. Группа CUSS в конечном итоге превратилась в то, что сейчас называется Global Santa Fe.

Рис. 3 — Western Explorer, первый (1955 г.) плавучий ПБУ для бурения нефтяных и газовых скважин, в котором использовалось управление подводными скважинами. На пенсии в 1972 году.

У оригинальных дизайнеров не было примеров или опыта, поэтому новизна и инновации были в ходу:

Преобразователи крутящего момента на буровой лебедке использованы в качестве компенсаторов вертикальной качки
Роторы были скомпенсированы для компенсации крена и тангажа
Вышка была размещена на миделе над отверстием в судне, которое называлось «лунный бассейн».”
Противовыбросовые превенторы на обсадной колонне спущены на дно моря
Повторный вход в скважину через воронку над вращающейся головкой (безрайзерное бурение не является новым
Грязевые ямы размещены в корпусе буровыми насосами
Жилые помещения добавлены

Это было захватывающее и удивительное время, учитывая, что все начинали с чистого листа.

На рис. 4 показана буровая баржа Humble SM-1 (204 × 34 × 13 футов), построенная и принадлежащая Humble Oil and Refining Co.(ныне ExxonMobil) в 1957 г. На рис. 5 показано подводное оборудование, используемое для бурения скважин. Обратите внимание, что у него нет морского стояка. Модель Humble SM-1 пробурила 65 скважин общей стоимостью 11,74 долларов за фут, что примерно вдвое превышает стоимость наземного бурения в то время, при средней глубине воды 159 футов и максимальной глубине скважины 5000 футов. в среднем 8,93 дня на каждую скважину и пробурили в среднем 324 фута / сут. К сожалению, установка затонула во время шторма в 1961 году, когда она была передана другому оператору. ^[6] По настоянию страховых компаний Американское бюро судоходства (ABS) разработало и внедрило в 1968 году первые независимые кодексы, руководства и правила, касающиеся проектирования, строительства и проверки корпусов MODU.

Рис. 4 — Humble SM-1, плавучий ПБУ, разработанный и эксплуатируемый компанией Humble Oil & Refining Co. (ныне ExxonMobil) в 1957 году. Одна из ряда «совершенно секретных» буровых установок середины 1950-х годов. Предоставлено Exxon- Mobil Development Co.
Рис. 5 — подводная буровая система Humble SM-1 компании Humble Oil and Refining Co., используемая на шельфе Калифорнии. Предоставлено ExxonMobil Development Co. .

Развитие дизайна морских буровых установок

С винтовкой Mr.Charlie (внизу) и Western Explorer (плавающий) в качестве первых модулей MODU, еще одна концепция MODU появилась в форме «самоподъемного устройства». Этот тип агрегата плавал на корпусе с несколькими опорами, торчащими из-под корпуса. На месте опоры были электрически или гидравлически опущены на дно океана, а затем корпус был поднят из воды. При таком подходе была доступна устойчивая платформа для бурения. Во время Второй мировой войны домкраты для опор De Long устанавливались на строительных баржах и / или в доках.Буровые установки типа De Long (рис. 6). показывает пример, Gus I) были первыми подъемными механизмами, построенными в 1954 году. ^[7] Хотя изначально подъемные подъемники проектировались с 6-8 опорами, а затем некоторые с 4-мя опорами. ноги, подавляющее большинство единиц сегодня имеют 3 ноги. Модель Gus I была построена с независимыми опорами. Le Tourneau Co. построила для Zapata Corp. первый подъемник с решетчатой опорой, Scorpion , (рис. 7) , который имел независимые опоры с банками для лопаточки. По сей день Le Tourneau продолжает специализироваться на подъемных модулях MODU с решетчатыми опорами.

Рис. 6. С домкратом типа De Long, Gus I, построенный в 1954 году и рассчитанный на 100-футовую глубину воды, был предшественником современного самоподъемного устройства. Изначально две баржи, которые со временем были соединены навсегда, но блок был потерян во время шторма.
Рис. 7 — Scorpion Le Tourneau, построенный для Zapata (ныне Diamond Offshore Drilling Inc.) в 1956 г. для глубины 80 футов в качестве самоподъемной самоподъемной опоры. Пропал в 1969 году.

Основным изменением конструкции самоподъемных устройств стало внедрение консольного подвышечного основания (рис. 8) в конце 1970-х — начале 1980-х годов. По мере того, как стационарные платформы становились больше, домкраты не могли «проглотить» или окружить платформу своим слотом, в котором находится буровое оборудование; тем не менее, консоли могут выскользнуть из консоли над платформой после того, как они будут подняты рядом с ней. До консольного основания все домкраты имели пазы, обычно 50 футов.квадратный, расположенный в кормовой части корпуса. Во время буксировки основание было сдвинуто к метацентру корпуса, но во время буровых работ основание было сдвинуто на корму над прорезью. Буровую вышку и / или корону можно смещать по левому / правому борту, чтобы достичь колодцев вне центра, как это делают современные юниты.

Диапазон глубины воды для большинства ранних конструкций с пазами и консолями составлял от 150 до чуть более 300 футов.
Консольные центры буровых площадок имели вылет от 40 до 45 футов в корму от транца кормовой части корпуса.
составляли от 3500 до 5000 тысяч фунтов.

В конце 1990-х были спроектированы и изготовлены подъемники «премиум» или «улучшенный»:

Они могли нести гораздо большие нагрузки на палубу (≥ 7000 тысяч фунтов)
Они могут бурить на глубоководных глубинах (≥ 400 футов)
У них было более мощное буровое оборудование (системы бурового раствора высокого давления на 7500 фунтов на квадратный дюйм и подъемное оборудование на 750 тонн).
Они имели увеличенный вылет консоли (не менее 70 футов).
У них была большая консольная грузоподъемность, вдвое или более по сравнению с предыдущими единицами (некоторые> 2500000 фунтов на метр)

Фиг.8 — Консольный домкрат 116C Le Tourneau с буровой площадкой, консольно закрепленной на фиксированной платформе. Сегодняшняя рабочая лошадка дизайна подкапов. Предоставлено Le Tourneau, Inc.

Установка вспомогательного бурения (ТАД)

Модель TAD была использована для бурения первой в мире морской скважины, находящейся вне поля зрения суши. Первоначально использовавшийся как метод исследования, он превратился в инструмент разработки. Первые тендеры имели форму барж, но теперь некоторые из них имеют форму кораблей для большей скорости мобилизации.

По сути, DES (комплект бурового оборудования) состоит из вышки, подъемного оборудования, противовыбросовых превенторов и некоторого оборудования для очистки бурового раствора, что уменьшает необходимое пространство и вес для размещения на стационарной платформе. Остальная часть буровой установки размещается на корпусе тендера, пришвартованном рядом с стационарной платформой, в том числе:

Грязевые карьеры
Буровые насосы
Генераторы
Хранение труб и обсадных труб
Массовое хранение
Жилье
Топливо
Буровая вода

Этот подход оказался очень экономичным способом бурения с небольших стационарных платформ.К сожалению, в мягкую и особенно суровую погоду швартовные тросы могут выйти из строя, и корпус уплывет, как это часто бывает на GOM «на север». Сегодня большинство TAD работают в благоприятных или спокойных условиях на Дальнем Востоке и в Западной Африке.

Полупогружной агрегат

В 1992 году первый полупогружной (полу) Seahawk TAD (рис. 9) был преобразован из старого полупогружного MODU. Полукорпус обеспечивает превосходное удержание места и маневренность судна по сравнению с корпусами, имеющими форму корабля или баржи:

В полукорпусе волновой состав может перемещаться через «прозрачный» корпус, не вызывая в нем вертикальной качки, крена и тангажа, в отличие от монокорпуса
Нижняя часть корпуса полувагона находится ниже уровня воды при большей осадке.
Колонны имеют уменьшенную площадь для возбуждения корпуса
Рабочая платформа или главная палуба — это прежде всего волновое действие.

TAD находят новое применение на глубоководных эксплуатационных платформах, таких как лонжероны, платформы натяжных опор (TLP) и глубоководные стационарные платформы, которые работают за пределами глубин подъемной воды.

Рис. 9 — Первый в мире специализированный (переоборудованный) полуавтомат Сихок. Переоборудован в 1992 году из полу ПБУ. С любезного разрешения Atwood Oceanics.

Рост морских буровых установок

В 1950-х годах все было в порядке: многочисленные операторы начали владеть и эксплуатировать буровые установки, а новые буровые подрядчики формировались каждый год. В начале 1960-х годов Shell Oil увидела необходимость иметь плавучую буровую платформу с большей подвижностью в более глубоких и штормовых водах GOM. Shell заметила, что такие подводные аппараты, как Mr. Charlie , в настоящее время насчитывающее почти 30 единиц, на плаву намного меньше, чем однокорпусные.Идея заключалась в том, чтобы поставить якоря на подводный аппарат, использовать некоторые калифорнийские технологии для подводного оборудования и преобразовать подводный аппарат в то, что сейчас известно как полупогружное или полупогружное устройство. Так, в 1961 году подводный аппарат Bluewater I (рис. 10) был переоборудован в полуавтоматический в условиях большой технологической секретности. Фактически, в середине 1960-х Shell Oil предложила промышленности технологию в школе по цене 100000 долларов США за участника и получила множество желающих.

Фиг.10 — Первый в мире полу-ПБУ, Bluewater № 1, переоборудованный в 1961/1962 г. компанией Shell Oil из подводного корпуса. Утрачен в 1964 году.

Затем появился Ocean Driller , первый полуавтомат, построенный от киля до (рис. 11) . Ocean Driller , спроектированный и принадлежащий ODECO, поступил на работу в Texaco в 1963 году, а швартовное и подводное оборудование принадлежало оператору, что было обычным делом в 1960-х годах. Агрегат был спроектирован для работы на глубине около 300 футов, с модельными испытаниями корпуса, проведенными в бассейне Дока Лаборда. Ocean Driller также мог сидеть на дне и работать как подводный аппарат, что он и делал в 1980-е годы.

Рис. 11 — Первый в мире специально построенный (1963 г.) полу-ПБУ Ocean Driller. Аппарат мог работать как полупогружной, так и подводный. Вышел на пенсию в 1992 году и отправлен на слом. Предоставлено ODECO (теперь Diamond Offshore Inc.).

Первые полуагрегаты общего назначения

Большинство единиц первого поколения могут располагаться на дне или бурить с плавающей позиции в качестве страховки от безработицы.Форма и размер первых полуфабрикатов широко варьировались, поскольку конструкторы стремились оптимизировать характеристики движения судна, компоновку буровой установки, структурные характеристики, VDL и другие соображения. Обозначение «поколение» полуфабрикатов — это очень вольная комбинация времени постройки или существенной модернизации агрегата, номинальной глубины воды и общей способности бурения.

Полуагрегаты нового поколения

В начале 1970-х годов был спроектирован и построен новый полуавтомат второго поколения с более новым, более сложным швартовным и подводным оборудованием.Эта конструкция, как правило, была разработана для глубины 600 футов, а некоторые простирались до более 1000 футов. Ocean Victory class (Рис. платформа по сравнению с повышенным рейтингом VDL верхней палубы. Многие из них были построены, а в середине и конце 1980-х годов было спроектировано и построено несколько полуфабрикатов третьего поколения, которые могли швартоваться и работать на глубине более 3000 футов и в более суровых условиях.Многие из агрегатов третьего поколения были модернизированы в 1990-х годах до еще более высоких значений глубины воды с расширенными возможностями и стали агрегатами четвертого поколения. За некоторыми исключениями, рабочее водоизмещение этих установок увеличилось с ≈18 000 длинных тонн в 1970-х годах до более чем 40 000 длинных тонн в 1980-х годах.

Рис. 12 — многоколонный полувагон второго поколения Ocean Victory от компании ODECO начала 1970-х годов. Показанная установка — судно Ocean Voyager, ведущее бурение в Северном море в начале 1970-х годов.Такая конструкция оказалась конструктивно очень привлекательной для модернизации до блоков четвертого и пятого поколений (см. Рис. 14.14).

В конце 1990-х годов установки пятого поколения, такие как Deepwater Nautilus , показанный на Fig.13 , стали еще больше (водоизмещение более 50 000 длинных тонн) и более мощными. Эти агрегаты могут работать в чрезвычайно суровых условиях и на глубине более 5000 футов. Некоторые полуфабрикаты второго и третьего поколений были переоборудованы, для чего продлили срок службы их корпусов и модернизировали буровое оборудование, чтобы отнести их к классу агрегатов четвертого поколения. На рис. 14 показана установка второго поколения Ocean Victory класса (см. Рис. 12) , которая была полностью модернизирована до установки пятого поколения, способной швартоваться и работать на глубине 7000 футов. Обратите внимание на добавление «блистеров» колонны для увеличения VDL, ≈ 50% увеличения палубного пространства, а также на добавление места для хранения и обработки стояков. Ограниченное количество полуфабрикатов третьего, четвертого и пятого поколений имеет поддержку динамического позиционирования (DP) или полное удержание станции по сравнению с системой швартовки.

Рис. 13 — Deepwater Nautilus, один из недавно построенных сверхглубоководных полуфабрикатов пятого поколения, который имеет систему DP Assistance для своей системы швартовки. Обратите внимание на столбцы с разводкой для увеличения VDL и стабильности. Предоставлено Transocean Inc.
Рис. 14 — Ocean Baroness, один из полуфабрикатов второго поколения класса Ocean Victory (рис. 12), модернизированный до пятого поколения. Обратите внимание на блистерные дополнения к колонне, расширению палубы и более крупной вышке.Этот полуавтомат также выполнил надводные работы с противовыбросовым превентором в Малайзии в 2003 году, наряду с установлением мирового рекорда по глубине автономной швартовки (6 152 фута). Предоставлено Diamond Offshore Drilling Inc.

Агрегаты стационарные платформенные

Пятьдесят лет назад на стационарных платформах были размещены наземные буровые установки для бурения и завершения скважин. Сегодняшние буровые установки на платформе были переупакованы таким образом, что они:

Оптимизация времени установки / разгрузки
Требуется меньше места
Зажигалки
Больше возможностей для бурения

Буровые платформы все еще распространены, но сегодняшние установки сильно отличаются от тех, что были 30 или 40 лет назад.Обычные платформенные буровые установки обычно загружаются с помощью деррик-баржи. На некоторых крупных платформах может быть два буровых агрегата.

Чтобы избавиться от дорогостоящей буровой вышки, были построены «самовозводящиеся» модульные буровые установки для легких капитальных ремонтов и бурения на умеренных глубинах. Были созданы более крупные агрегаты, способные выдерживать нагрузку на крюке в 1 миллион фунтов, они легкие, их легче монтировать / выгружать и самостоятельно монтировать. Появление лонжеронов и TLP на глубокой воде, где пространство и нагрузка на палубу имеют решающее значение, привело к появлению даже более сложной модульной буровой установки для глубоководной платформы, которая является узкоспециализированной для конструкции, на которой она установлена (рис.15) . Эти платформенные буровые установки:

Самомонтируемые
Уникальны для структуры, которую они размещают на
Обычно очень легкие
Обычно имеют ограниченные возможности бурового оборудования

Рис. 15 — Пример узкоспециализированных и специфичных для конкретной площадки модульных буровых установок с фиксированной платформой, используемых на лонжеронах, глубоководных стационарных платформах и TLP. Этот блок находится на TLP в GOM. Предоставлено Helmerich & Payne Intl.Буровая Компания

К середине 1960-х годов буровые установки самоподъемной конструкции вытесняли подводные лодки во все возрастающем количестве. Самосвалы имели большую глубину, чем даже самые большие подводные аппараты (некоторые из них могли работать на глубине 175 футов), ^[7], и они не соскальзывали с места в суровую погоду. С этого момента самоподъемные и полу-конструкции были усовершенствованы и сделаны более крупными и более производительными с точки зрения бурения и защиты окружающей среды.

Блоки корабельные и баржообразные

Плавучие ПБУ в форме кораблей и барж, изначально привлекательные из-за их скорости перемещения и простоты мобилизации, уменьшились в количестве по мере того, как полуфабрикаты и самоподъемные устройства стали более популярными.Единственным исключением было буровое судно DP, которое удерживало позицию над стволом скважины с помощью подруливающих устройств и главного винтового двигателя, а не системы швартовки.

Первой установкой, разработанной в середине 1960-х годов, хотя и не являющейся установкой для разведки нефти и газа, была установка Glomar Challenger , разработанная и принадлежащая Global Marine (ныне Global Santa Fe), по контракту с Национальным научным фондом. для глубоководного керна по всему миру. Это судно подтвердило теорию о смещении континентальных плит

г.
Вслед за Glomar Challenger в конце 1960-х — начале 1970-х годов появился ряд нефтегазовых буровых судов DP первого поколения, например Sedco 445
Впоследствии, в середине и конце 1970-х годов, были разработаны устройства DP второго поколения, такие как Ben Ocean Lancer .Модель Ben Ocean Lancer была разработана голландской голландской компанией IHC, в которую также входили французские буровые установки Pelerin и Pelican , которые принадлежали французской компании Foramer (ныне Pride). Эти установки могли бурить на глубине до ≈ 2000–3000 футов, имели лучшую способность удерживать станцию в умеренных метеоусловиях и имели лучшие общие возможности бурения
Корабли
DP конца 1990-х — начала 2000-х годов могут работать на глубине более 10 000 футов и в два-три раза больше, чем предыдущие суда DP, с чрезвычайно сложными системами удержания станции и двойными буровыми системами

Двойное бурение в основном состоит из двух полных вышек и буровых систем на одном корпусе, так что могут выполняться одновременные операции, такие как спуск обсадной колонны во время бурения с другой вышкой.Эти устройства очень дороги в изготовлении и эксплуатации, но могут преодолеть их стоимость с предположительно более высокой эффективностью. Их следует рассмотреть на предмет возможного использования в соответствующих условиях в качестве альтернативы стандартным однооперационным блокам. Примеры таких условий включают:

Пакетное бурение по подводному шаблону
Крупные девелоперские проекты по шаблону
Глубоководные короткие скважины
Скважинные ситуации, в которых более одной операции могут принести пользу для общего плана

Технологическое развитие MODU

За свою 50-летнюю историю в отрасли морского бурения произошел всплеск строительных и конструктивных улучшений.Первой была концепция MODU в середине 1950-х годов, за которой последовал умеренный период строительства в середине 1960-х годов. В начале 1970-х было построено значительное количество самоподъемных и полупогружных аппаратов. Однако главный подъем конца 1970-х — начала 1980-х годов не имел себе равных по количеству построенных буровых установок. Начиная с конца 1980-х годов, ряд буровых подрядчиков модернизировали буровые установки, построенные в 1970-х и начале 1980-х годов, до глубоководных глубин, с более жесткими экологическими требованиями и лучшими возможностями бурения, вместо того, чтобы строить новые блоки.Идея заключалась в том, что доставка и стоимость могут быть сокращены вдвое по сравнению с новой сборкой. Некоторые буровые подрядчики успешно построили весь свой бизнес-план на конверсии, а не на новом строительстве.

После нефтяного и газового кризиса середины 1980-х годов был только один всплеск строительства новых зданий, и это было в конце 1990-х годов. Слияния и выкуп буровых подрядчиков и буровых установок доминировали в отрасли с середины 1980-х до середины 1990-х годов. Один буровой подрядчик, Global Santa Fe, ежемесячно публикует процентные данные, относящиеся к дневной ставке и стоимости строительства нового блока.100% рейтинг означает, что новые юниты могут быть построены с прибылью; тем не менее, процентное значение оставалось в диапазоне от 40 до 60% за последние 15 лет или около того, со скачками до 80%. По своей природе буровой бизнес основан на оптимизме в отношении будущего, которое не всегда может показывать надлежащую окупаемость инвестиций с точки зрения новых построек или переоборудования. Имея большие надежды на будущее, бизнес по контрактному бурению исторически не был консервативным и не следовал общепринятым правилам инвестирования.

В начале 2000-х средний возраст парка составлял более 20 лет, а некоторым единицам — более 30 лет.Мало кому меньше 5 лет. Некоторые из них были модернизированы и имеют продленный срок эксплуатации, а это означает, что при хорошем уходе и обслуживании основной корпус, если он и / или буровая установка не станет технологически устаревшей, может прослужить более 40 лет, как и единицы при дноуглубительных работах. бизнес.

«Технологически устаревший» означает, что установка должна иметь:

1. Современные функции, такие как:

Контроль грязи и твердых частиц,
Оборудование для обработки труб и т. Д.

2.Достаточно мощности, чтобы запустить все новое оборудование

Флот в 2003 году насчитывал около 390 самоподъемных лодок, 170 полуфабрикатов, 30 судов и 7 подводных аппаратов. Количество буровых установок с фиксированной платформой составляет около 50, а TAD — около 25.

Будущее морского бурения

По общему мнению, бизнес по морскому бурению будет продолжать расти с упором на технические достижения, направленные на снижение затрат на бурение. Промышленность продемонстрировала, что он может бурить на глубине до 10 000 футов и более., и может работать в самых суровых условиях, но при очень высокой стоимости, которая может достигать сотен тысяч долларов в день. Обычны сверхглубоководные скважины стоимостью более 50 миллионов долларов, а стоимость некоторых скважин превышает 100 миллионов долларов. Очень трудно оправдать такие высокие затраты на скважины, учитывая риски, связанные с неизвестным бурением. Задача оффшорной отрасли заключается в безопасном и экономичном бурении, что означает «экономическая технология», при этом безопасность, окружающая среда, безопасность и здоровье персонала играют большую роль.

Список литературы

↑ ^1.0 ^1.1 Silcox, W.H., et al. 1987. Морские операции. В Справочнике по нефтяной инженерии, второе издание. Ричардсон, Техас: SPE, Глава 18.
↑ Барнс, К.Б., и МакКаслин, Л.С. Младший 1948 год. Открытие в Мексиканском заливе. Нефть и газ J 47 (18 марта): 96.
↑ Mobile Rig Register, восьмое издание. 2002. Хьюстон, Техас: ODS-Petrodata.
↑ Хау, Р.Дж. 1966. Эволюция морских мобильных буровых установок.Буровая и производственная практика. API-66-120.
↑ Лаборде, А.Дж. 1997. Моя жизнь и времена. Новый Орлеан, Луизиана: Laborde Print Company.
↑ Харрис, Л. М. 1957. Оффшорное исследовательское судно Humble SM-1, Отчет о проекте нефтяной инженерии. Лос-Анджелес, Калифорния: Компания Humble Oil and Refining Co., производственный отдел, Калифорния.
↑ ^7,0 ^7,1 Хоу, Р.Дж. 1986. Эволюция морских технологий бурения и добычи. Представлено на конференции оффшорных технологий, Хьюстон, Техас, 5-8 мая.ОТС-5354-МС. http://dx.doi.org/10.4043/5354-MS.

См. Также

PEH: Offshore_Drilling_Units

Установки вспомогательного бурения (ТАД)

Полупогружные аппараты

Интересные статьи в OnePetro

Т. Ф. Маруччи и Д. Э. Макдэниел 1970. Безопасность мобильных морских буровых установок, Конференция по морским технологиям, 22-24 апреля. 1321-МС. http://dx.doi.org/10.4043/1321-MS

Внешние ссылки

Американское бюро судоходства (ABS)

Эволюция буровой установки — EnergyHQ

ВЕК БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ: КАК ИЗМЕНИЛИСЬ БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ, ЧТОБЫ ПРИНЯТЬ БОЛЬШЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ, БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЯНОЙ И ПРИРОДНОГО ГАЗА.

С тех пор, как мы открыли для себя преимущества нефти и природного газа, мы делали все, что в наших силах, включая изобретение нового оборудования и технологий, чтобы извлекать их из земли как можно безопаснее и эффективнее. Многие из этих инноваций связаны с тем, как мы используем буровые установки. Давайте посмотрим, как далеко мы зашли.

Многие из этих инноваций связаны с использованием буровых установок. Давайте посмотрим, как далеко мы зашли.

1850-1900
Нефть долгое время была побочным продуктом бурения соляных скважин, но не достигла коммерческой добычи до 1859 года, когда буровая установка обнаружила нефть на глубине 70 футов в Титусвилле, штат Пенсильвания.
Эти самые ранние установки были сделаны из дерева, так как их можно было быстро собрать. В то время бурение было рискованным делом, поскольку после постройки буровые установки было нелегко перемещать. Эти деревянные установки также оказались опасными во время фонтанов или фонтанов, поскольку они могли загореться при искре.
В этот период буровые установки в основном использовали ударную технику, которая работала путем многократных ударов канатным инструментом о землю. Роторные буровые коронки были быстро разработаны, так как они бурили намного глубже и быстрее, чем канатные инструменты.
1900-1950
В 1901 году нефтяной бум в США начался в Бомонте, штат Техас, когда паровая установка, в которой использовались долота для роторного бурения и буровой раствор на водной основе, вызвала выброс, в результате которого нефть поднялась на сотни футов в воздух. Это привело США в неистовство.
Население Бомонта, насчитывающее 10 000 человек, утроилось за три месяца. В течение года было создано более 1500 нефтяных компаний, поскольку нефть стала топливом современной эпохи. Поскольку потребность в нефтепродуктах возросла во время Первой мировой войны, производство увеличилось еще больше.С увеличением производства пришли инновации.
Многие буровые установки обменивали деревянные рамы на железо и сталь. Выбросы или фонтаны в основном ушли в прошлое в 1924 году, когда был изобретен первый противовыбросовый превентор (BOP). Новые конструкции буровых долот и эксперименты в области горизонтального бурения повысили эффективность во время Второй мировой войны. В 1947 году первая оффшорная буровая установка открыла новую эпоху в разведке нефти.
1950 — 2000
В 1950-е годы буровые установки получили механическую энергию, в отличие от двигателей внутреннего сгорания.1970-е годы снова повысили мощность, внедрив локальные генераторы для питания различных компонентов буровой установки. 70-е годы также принесли новые технологии, которые позволили операторам буровых установок точно определять местонахождение буровых долот под землей и производить измерения во время бурения.
Этот технологический прогресс в конечном итоге привел к созданию управляемых буровых систем, разработанных в 80-х годах. В 1997 году эти достижения были объединены в систему, которая позволила бурильщикам точно направлять бурение при сохранении вращения.
2000 — Сегодня
Достижения в области аппаратного и программного обеспечения способствовали возрождению современной технологии бурения. Сенсорные экраны и джойстики превратили собачью будку или кабину управления в кабину, так как бурильщики могут точно контролировать бурение, как если бы это была видеоигра.
В 2006 году горизонтальное кустовое бурение привело к повышению эффективности, в то время как одна буровая установка могла выполнять работу многих, что снизило воздействие на окружающую среду. Одна буровая установка теперь может пробурить несколько устьев скважины вместо установки нескольких буровых установок на кустовой площадке.
Эта технология улучшилась еще больше, когда были добавлены гидравлические «опоры», позволяющие буровым станкам ходить или «скользить» по подушке. Это привело к еще большей эффективности, поскольку отпала необходимость демонтировать и настраивать каждый раз, когда нужно было перемещать буровую установку.
От деревянных буровых установок с паровыми двигателями до наших современных шагающих станков, способных бурить под землей в разных направлениях — мы прошли долгий путь в повышении эффективности и безопасности бурения при одновременном снижении воздействия на окружающую среду.
СРОК ВРЕМЕНИ
1859: Нефть впервые была обнаружена в США, когда буровая установка около Титусвилля, штат Пенсильвания, пробурила 70 футов для добычи нефти.
1901: Первая в США глубокая нефтяная скважина бьет фонтаном в Спиндлтопе недалеко от Бомонта, штат Техас. В скважине использовалась комбинация бурового раствора на водной основе и парового роторного бурения для достижения залежей нефти и природного газа. Успех скважины вызвал нефтяной бум в США
.
1909: Получен патент на первое стальное сверло с роликовым конусом.
1924: На рынок выведен первый противовыбросовый превентор (BOP), предотвращающий выбросы высокого давления или фонтаны.
1933: Сверла с трехгранным роликовым конусом продолжают развиваться.
1949: Breton Rig 20 становится первой морской мобильной буровой платформой, способной работать на глубине до 20 футов.
1950: Буровые установки начинают работать с механической мощностью, часто приводимой в действие дизельными двигателями, а не паром.
1970: Буровые установки переводятся на электрическую энергию с использованием местных генераторов для питания компонентов буровой установки.
1972: Грязно-импульсная телеметрия позволяет операторам буровых установок точно определять местоположение долота во время бурения.
1978: Технология позволяет операторам буровых установок производить измерения во время бурения.
1984: Представлена первая управляемая буровая система.
1997: Представлена роторная система бурения с замкнутым контуром, позволяющая бурильщикам иметь точное управление направлением с непрерывным вращением бурения.
2001: Сенсорные экраны и джойстики переносятся в собачью будку с климат-контролем.
2002: Электропитание переменного тока подается на коммерческие буровые установки, что обеспечивает большую безопасность и эффективность.
2006: Буровые установки могут пробурить несколько скважин на кустовой площадке, уменьшая воздействие на землю при одновременном повышении эффективности.
2012: Буровые установки могут двигаться или скользить с использованием гидравлических «опор» для перехода к следующей буровой площадке.
Deepwater Horizon — Разлив нефти в Мексиканском заливе
20 апреля 2010 г. буровая установка Deepwater Horizon , работающая на проспекте Макондо в Мексиканском заливе, взорвалась и затонула, в результате чего погибли 11 рабочих на Deepwater Horizon и произошел самый крупный разлив нефти в истории. морских буровых работ.4 миллиона баррелей нефти вытекло из поврежденной скважины Macondo за 87 дней, прежде чем 15 июля 2010 г. был окончательно закрыт предел. 15 декабря 2010 г. Соединенные Штаты подали жалобу в Окружной суд на BP Exploration & Production и несколько других обвиняемых, предположительно виновных в разливе.
На этой веб-странице представлена информация и материалы о мерах реагирования EPA на разлив нефти Deepwater Horizon, расчетах с несколькими ответчиками, включая рекордное урегулирование с BP Exploration & Production на беспрецедентную сумму в 5 долларов.Штраф по Закону о чистой воде в размере 5 миллиардов долларов и ущерб природным ресурсам на сумму до 8,8 миллиардов долларов.
Эта веб-страница ограничена только деятельностью EPA, связанной с правоприменением, и не охватывает все юридические или другие действия против BP Exploration & Production и других сторон разлива, такие как урегулирование частных или групповых исков по медицинским претензиям и экономическому ущербу, или другие действия против виновных в разливе. Окружной суд США Восточного округа Луизианы создал для этой цели веб-сайт Deepwater Horizon Oil Spill.Кроме того, ниже приведены ссылки для получения дополнительной информации о разливе, мероприятиях по очистке и других ответных мерах.
На этой странице:
Информация о делах и урегулировании
15 декабря 2010 г .: Гражданская жалоба США
17 февраля 2012 г .: Мировое соглашение с MOEX Offshore 2007 LLC на сумму 90 млн долларов
22 февраля 2012 г .: Постановление суда о частичном упрощенном судебном порядке об ответственности за разлив
15 ноября 2012 г .: соглашение о признании вины с BP Exploration & Production
на сумму 4 миллиарда долларов
3 января 2013 г .: гражданское урегулирование в размере 1 миллиарда долларов с Transocean Offshore Deepwater Drilling Inc., Transocean Deepwater Inc., Transocean Holdings LLC и Triton Asset Leasing GmbH («Transocean»)
3 января 2013 г .: Соглашение о признании вины с Transocean
на сумму 400 миллионов долларов
4 сентября 2014 г .: Первый этап судебного разбирательства: установление фактов и выводы закона о грубой небрежности и умышленных проступках
15 января 2015 г .: Испытание на втором этапе: установление фактов о контроле источников и количестве разлитой нефти
19 февраля 2015 г .: Постановление о максимальной сумме штрафа в долларах за баррель, скорректированной Законом об инфляции штрафов
5 октября 2015 г .: 14 долларов США.9-миллиардное гражданское поселение с BP Exploration & Production
30 ноября 2015 г .: Гражданский штраф в размере 159,5 млн долларов против Anadarko Petroleum Co.
Дополнительная информация о разливе нефти Deepwater Horizon
Семь этапов добычи нефти и природного газа
Я был инженером и менеджером более 35 лет. Когда я говорю со своими друзьями и семьей о своей работе, я обнаруживаю, что большинство из них не понимают, как работает процесс добычи нефти и природного газа.Все говорят о гидроразрыве, но это только один шаг в более широком процессе.
Ниже представлены семь этапов добычи нефти и природного газа:
ШАГ 1: Подготовка буровой площадки
Надземная инфраструктура — площадки и подъездные дороги — построена, подготовив землю для следующего этапа: бурения. От начала до конца все, от планов движения и обозначенных подъездных дорог до шумовых барьеров и процедур безопасности, тщательно планируется и контролируется в соответствии с законами штата и местными законами.
ШАГ 2: Бурение
Сначала на место привозят буровую установку — может быть, 20 или 30 грузовиков — и собирают. Пришло время построить инфраструктуру, необходимую для того, чтобы разблокировать нефть и природный газ, находящиеся на глубине более мили под землей. Прямо в землю под площадкой пробурена скважина. Первый этап — это бурение так называемой поверхностной скважины на глубину 100 футов ниже самого глубокого известного водоносного горизонта. Затем на место цементируется стальная оболочка, чтобы исключить риск загрязнения ценных водоносных горизонтов.
После этого пробуривается «длинная скважина» и после достижения глубины около 1000 футов над подземной областью, где задерживаются нефть и природный газ, скважину направляют так, чтобы повернуть ее горизонтально и наружу — может быть, еще на одну-две мили на расстояние — следуя той же каменной насыпи. Существует феноменальное количество технологий, необходимых для бурения скважин в одном и том же 10-футовом интервале на протяжении двух миль, но этот процесс позволяет скважине получать доступ к нефти и природному газу на большем расстоянии, а не только энергии непосредственно под кустом скважины. .
В отличие от вертикального бурения, горизонтальное бурение сводит к минимуму воздействие и масштаб наземного нарушения почвы, позволяя бурильщикам использовать только одну буровую площадку для нескольких скважин вместо нескольких площадок, каждая из которых имеет по одной скважине. Эти технологические достижения означают, что количество буровых площадок сегодня намного меньше, а также меньше, чем они были всего 10 или 20 лет назад.
ШАГ 3: Цементирование и испытания
По достижении заданного расстояния бурильная труба снимается и стальная труба опускается на дно.Эта «обсадная труба» цементируется на месте. Прежде чем может произойти добыча природного газа или нефти, проводятся тщательные испытания, чтобы убедиться, что труба непроницаема.
ЭТАП 4: Завершение скважины
Прежде чем бурильщики смогут добывать нефть и природный газ, перфоратор обычно опускается в землю и запускается в пласт породы в самой глубокой части скважины, создавая отверстия, которые соединяют породу, содержащую нефть и природный газ, и устье скважины.
ШАГ 5: гидроразрыв
Теперь, когда первая ступень скважины открыта, пора разблокировать нефть и природный газ, застрявшие в породе.Используя специализированные инструменты для мониторинга давления и данных из скважины в режиме реального времени, жидкость для гидроразрыва, которая на 99,5% состоит из воды и песка и 0,5% химикатов, многие из которых содержатся в повседневных бытовых товарах, закачивается под высоким давлением через перфорирующие отверстия в создают в сланцевой породе трещины толщиной с бумагу, освобождая застрявшие внутри нефть и природный газ.
Циклы этапов 4 и 5 повторяются, постепенно обрабатывая ствол скважины до тех пор, пока вся боковая длина ствола скважины не будет обработана гидроразрывом.Это может быть 20 или 30 раз, но обычно процесс занимает всего несколько дней.
ШАГ 6: Производство
и переработка жидкости для гидроразрыва
После завершения гидроразрыва начинается производство. Нефть и природный газ вытекают из ствола скважины, а жидкость для гидроразрыва затем извлекается, рециркулируется и используется в других операциях гидроразрыва.
После завершения гидроразрыва производственная площадка уменьшится до размеров гаража на две машины.
ЭТАП 7: Ликвидация скважин и восстановление земель
После того, как вся добытая нефть и природный газ будут добыты, закон Колорадо требует, чтобы скважина была окончательно закупорена, а земля была возвращена в то состояние, в котором она была до начала буровых работ. Затем землю можно использовать для другой деятельности, и нет никаких признаков того, что здесь когда-то был колодец.
Добывать энергию из нефти и природного газа в Колорадо можно безопасно, при этом вкладывая сотни миллионов долларов в налоговую базу штата.

Д-р К. Марк Пирсон изучал горное дело в Горной школе Кемборна (Великобритания), где он получил степень бакалавра, а затем докторскую степень за исследования по применению гидроразрыва пласта для добычи геотермальной энергии.