Классификация бурильных головок. Конструктивные особенности.

Бурильные головки: шарошечные, алмазные, ИСМ. Классификация, пути увеличения выноса керна

- разбуривание забоя/калибровка стенок скв., формирование/предотвращение повреждения керна

шарошечные бур. головки

Классификация:

- разновидность (кол-во шарошек)

- класс (в зависимости от материала зуба/зубка)

- тип (в зависимости от свойств г/п)

- модификация (констр/техгнол особенности)

- модель

алмазные/ИСМ

недостаток:

- дефицит/­стоимость алмаза

классификация

- класс (вид алмазов)

- разновидность(радиальная/рад.-ступенчатая/спиральная)

- тип (в зависимости от свойств г/п)

- модификация (констр/техгнол особенности)

- модель (по размеру)

- серия (техн. изг., форма выполнения)

Увеличение выноса керна и предотвращение оставления на забое целиков:

- Приближение керноприемного отверстия и кернорвателя к зоне обр. керна

Параметры конструкции буг. головки:

Высота керноприема – расстояние от зоны образования керна до кернорвателя; Коэф. керноприема – отношение к этому расстоянию диаметра керна

 

Выбор сочетания бурильных головок и керноотборных устройств с учетом категории трудности пород в отношении отбора керна.

1,2,5,19

К керноприемным устройствам «Недра» изготовляют шаро­шечные, алмазные и твердосплавные бурильные головки, предна­значенные для бурения в породах различной твердости.

Бурильная головка, предназначен­ная для бурения с отбором керна в малоабразивных мягких по­родах (тип М). Торцовые поверхности трех перпендикулярно по­ставленных ступенчатых лопастей укреплены твердосплавными зубцами, что создает условия для разрушения горной породы рассмотренной выше только наличием на шарошках не фрезеро­ванных, а твердосплавных зубцов с клиновидной породоразрушаю-щей поверхностью.

Бурильная головка, предна­значенная для бурения с отбором керна в породах средней твер­дости с пропластками твердых пород (тип СТ). Контактные сек­торы у этих бурильных головок укреплены природными алмаз­ными зернами так же, как и у однослойных алмазных долот для бурения без отбора керна. Двенадцать промывочных отверстий, расположенных между секторами, обеспечивают очистку забоя от выбуренной породы и охлаждение алмазиков.

Находят применение и импрегнированные бурильные головки, у которых в поверхностном слое матрицы имеются мелкие при­родные алмазные зерна.

Созданы и успешно эксплуатируются бурильные головки ИСМ для бурения с отбором керна в тех же породах, в которых при­меняют алмазные бурильные головки. Конструктивно бурильные головки ИСМ выполнены аналогично алмазным, но с укрепле­нием контактных секторов твердым сплавом

Наряду с керноприемным устройством типа «Недра» суще­ствуют керноприемные устройства с несъемным керноприемником типа «Силур» для отбора керна в осложненных условиях при бу­рении скважин диаметром 212,7 мм и менее. Конструктивно они выполнены аналогично, и применяют их с бурильными головками описанных выше конструкций.

Помимо керноприемных устройств типа «Недра» и «Силур», позволяющих отбирать с бурильными головками диаметром 212,7 мм керн диаметром 80 мм, созданы и применяются при ро­торном бурении керноприемные устройства типа «Кембрий», обе­спечивающие при том же диаметре бурильной головки отбор керна диаметром 100 мм.

Конструктивно керноприемные устройства «Недра», «Силур» и «Кембрий» аналогичны, но увеличенный диаметр керноприем-ника у последнего привел к необходимости создания для них спе­циальных бурильных головок. Отличаются они от рассмотренных выше бурильных головок в основном возможностью формирова­ния керна большого диаметра.

Керноприемные устройства со съемным керноприемником для бурения с отбором керна роторным способом пока не созданы. При турбинном бурении такие устройства получили наименование колонковых турбобуров (гл. 4).

Для бурения с отбором керна с колонковым турбобуром типа КТДЗ созданы четырехшарошечные бурильные головки (рис. 3.22). Такая головка состоит из четырех сваренных между собой сек­ций-лап 2, на цапфах которых на трехрядных подшипниках ка­чения 4 размещены шарошки 1. Зубцы периферийных рядов ша­рошек калибруют стенку скважины, а вершины шарошек, укреп­ленные твердосплавными вставками 5, обуривают керн. Для пропуска промывочной жидкости в каждой секции наклонно расположены промывочные отверстия 3. Такие бурильные головки изготовляются только типа СТ, т. е. для бурения с отбором керна в породах средней твердости с пропластками твердых пород.

Для бурения с отбором керна с колонковым турбобуром типа КТД4С применяются четырехшарошечные бурильные головки типа СТ, отличающиеся от бурильных головок, приведенных на рис. 3.22, в основном возможностью отбора керна большего диа­метра.

Применяются с колонковыми турбобурами типа КТД4С и че­тырехшарошечные бурильные головки типа ТКЗ, отличающиеся от бурильных головок типа СТ только породоразрушающими эле­ментами на шарошках. У бурильных головок типа ТКЗ шарошки оснащены твердосплавными зубками клиновидной формы, и по­этому они предназначены для бурения в абразивных твердых по­родах с пропластками крепких пород.

С колонковыми турбобурами типа КТД4С применяются также алмазные и твердосплавные бурильные головки типа С для бу­рения с отбором керна в неабразивных породах средней твердо­сти. Конструктивно они выполнены аналогично бурильным голов­кам для керноотборочных устройств типа «Недра».

Подготовленное к работе колонковое долото со съемным кер-ноприемником спускают в скважину, как правило, без керноприемника. После спуска долота промывают скважину для выравни­вания плотностей закачиваемой в бурильную колонну и выходя­щей из скважины промывочной жидкости. Затем в бурильную колонну бросают съемный керноприемник, который, войдя в корпус керноприемного устройства, занимает рабочее положение.

 

36.Технические средства отбора керна

1,2,5,19

К керноприемным устройствам «Недра» изготовляют шаро­шечные, алмазные и твердосплавные бурильные головки, предна­значенные для бурения в породах различной твердости.

Бурильная головка, предназначен­ная для бурения с отбором керна в малоабразивных мягких по­родах (тип М). Торцовые поверхности трех перпендикулярно по­ставленных ступенчатых лопастей укреплены твердосплавными зубцами, что создает условия для разрушения горной породы рассмотренной выше только наличием на шарошках не фрезеро­ванных, а твердосплавных зубцов с клиновидной породоразрушаю-щей поверхностью.

Бурильная головка, предна­значенная для бурения с отбором керна в породах средней твер­дости с пропластками твердых пород (тип СТ). Контактные сек­торы у этих бурильных головок укреплены природными алмаз­ными зернами так же, как и у однослойных алмазных долот для бурения без отбора керна. Двенадцать промывочных отверстий, расположенных между секторами, обеспечивают очистку забоя от выбуренной породы и охлаждение алмазиков.

Находят применение и импрегнированные бурильные головки, у которых в поверхностном слое матрицы имеются мелкие при­родные алмазные зерна.

Созданы и успешно эксплуатируются бурильные головки ИСМ для бурения с отбором керна в тех же породах, в которых при­меняют алмазные бурильные головки. Конструктивно бурильные головки ИСМ выполнены аналогично алмазным, но с укрепле­нием контактных секторов твердым сплавом

Наряду с керноприемным устройством типа «Недра» суще­ствуют керноприемные устройства с несъемным керноприемником типа «Силур» для отбора керна в осложненных условиях при бу­рении скважин диаметром 212,7 мм и менее. Конструктивно они выполнены аналогично, и применяют их с бурильными головками описанных выше конструкций.

Помимо керноприемных устройств типа «Недра» и «Силур», позволяющих отбирать с бурильными головками диаметром 212,7 мм керн диаметром 80 мм, созданы и применяются при ро­торном бурении керноприемные устройства типа «Кембрий», обе­спечивающие при том же диаметре бурильной головки отбор керна диаметром 100 мм.

Конструктивно керноприемные устройства «Недра», «Силур» и «Кембрий» аналогичны, но увеличенный диаметр керноприемника у последнего привел к необходимости создания для них спе­циальных бурильных головок. Отличаются они от рассмотренных выше бурильных головок в основном возможностью формирова­ния керна большого диаметра.

Керноприемные устройства со съемным керноприемником для бурения с отбором керна роторным способом пока не созданы. При турбинном бурении такие устройства получили наименование колонковых турбобуров (гл. 4).

Для бурения с отбором керна с колонковым турбобуром типа КТДЗ созданы четырехшарошечные бурильные головки. Такие бурильные головки изготовляются только типа СТ, т. е. для бурения с отбором керна в породах средней твердости с пропластками твердых пород.

Применяются с колонковыми турбобурами типа КТД4С и че­тырехшарошечные бурильные головки типа ТКЗ, отличающиеся от бурильных головок типа СТ только породоразрушающими эле­ментами на шарошках. У бурильных головок типа ТКЗ шарошки оснащены твердосплавными зубками клиновидной формы, и по­этому они предназначены для бурения в абразивных твердых по­родах с пропластками крепких пород.

С колонковыми турбобурами типа КТД4С применяются также алмазные и твердосплавные бурильные головки типа С для бу­рения с отбором керна в неабразивных породах средней твердо­сти. Конструктивно они выполнены аналогично бурильным голов­кам для керноотборочных устройств типа «Недра».

 

История ударного бурения. Основные недостатки +

1-й этап. 14-м веке до нашей эры (некоторые авторы утверждают, что в Китае были пробурены скважины глубиной более 1200 м). В основе китайского опыта бурения было применение легких, но прочных бамбуковых труб и ударного способа разрушения породы на забое (долблением). Только в 1870 году произошло падение китайского рекорда: в России была пробурена скважина до глубины 1300 м. Это стало возможным благодаря применению более мощного наземного оборудования и новой разновидности ударного способа бурения - ударно-канатного.

2-й этап. Считается, что первая в мире скважина, из которой получен приток нефти, пробурена в США Дрейком в 1859 году, однако еще в 1847 году В.Н. Семенов в Баку, в районе Биби-Эйбат, пробурил скважину на нефть, опередив американских буровиков на 12 лет. До этого в Бакинском районе нефть добывали из колодцев. Достоверно известно, что нефтяные колодцы рыли в Азербайджане еще в 1594 году.

Почти одновременно с Дрейком, в 1864 году полковник Новосильцев Ардалион Николаевич, которого Д.И. Менделеев называл первым бурильщиком России (по странному совпадению Дрейка тоже называли полковником), организовал промышленное широкомасштабное бурение на Кубани, на западе Таманского полуострова, а затем у реки Кудако. Применялся ударный способ бурения. К концу 1865 года на левом берегу реки Кудако было пробурено 50 фонтанирующих нефтью скважин. Тот же энергичный в делах А.Н. Новосильцев выстроил на берегу Керченского пролива один из первых в мире нефтеперегонных заводов, производящий около 800 тыс. ведер керосина в год.

На исходе 19-го века в России объемы бурения нарастали очень быстро. Расширялось бурение в Азербайджане, в Майкопском и Грозненском районах, в Урало-Эмбенской низменности, в Небит-Даге.

3-й этап. Последний рекорд глубины ударного способа бурения был достигнут в США в 1925 году и составил 2330 м. И тем не менее практика показывала, что ударное бурение (ударно-штанговое и ударно-канатное) стало объективным тормозом ускорения и удешевления проводки скважин. В СССР максимум проходки скважин на нефть ударным способом (157,5 тыс. м в год) приходится на 1926 год (рис. 2.2), когда средняя глубина скважин равнялась 620 м (рис.3). Ударное бурение стало постепенно вытесняться роторным[2]. Начиная с 1935 года, когда средняя глубина скважин по стране превысила 1000 м, этот способ в нефтяном бурении перестали применять. Потребность в нефти в стране и во всем мире быстро нарастала, нужно было для ее добычи пробурить много скважин, но быстро и дешево бурить при ударном способе разрушения было невозможно.

 

 

38.История вращательного бурения. Основные преимущества. +

Альтернативный ударному новый способ бурения - вращательный - уже существовал и был известен.

В 1714 году некий Леман из Лейпцига опубликовал описание штангового вращательного бурения.

В 1815 году предпринята попытка усовершенствовать ударно-канатный способ бурения применением промывки для очистки забоя скважины.

Инженер Фовелл выступил в 1846 году в Парижской академии с сообщением о применении насоса для промывки скважины.

В 1862 году Г. Лешо (Швейцария) изобрел вращательное алмазное бурение.

Изобретатели, таким образом, стремились совместить две операции: разрушение забоя и его очистку, которые при ударном способе бурения осуществляется последовательно.

Для создания конкурентоспособного ударному роторного способа бурения требовалось разработать пригодный для вращательного способа породоразрушающий инструмент (долото) и его вращатель.

Еще в 1878 году было запатентовано двухшарошечное долото, а в 1909 году появилось двухшарошечное долото с конусными шарошками. Исключительно знаменательным для бурения стал 1911 год: американская фирма “Юз” впервые выпустила на рынок трехшарошечные долота. Через 22 года, в 1932 году, в опорах шарошек долот стали применяться шариковые и роликовые подшипники, и наконец, в 1935 году, почти через 25 лет после изобретения трехшарошечного долота появились шарошечные долота со смещенными осями шарошек, пригодные для бурения любых по механическим свойствам
пород. Именно по этой причине 1935 год можно считать годом завершения 3-го этапа и годом рождения современного роторного способа бурения, тем более, что вращатель долота - роторный стол (ротор) - к тому моменту уже был изобретен (1888 г.). Вращатели иного типа - забойные - изобретены почти одновременно с ротором. В 1890 году инженер К.Г. Симченко изобрел первый в мире турбобур. Начался продолжающийся до сих пор
4-й этап, этап интенсивного развития и широкого применения вращательного способа бурения.

Параллельно с созданием долота для роторного бурения интенсивно разрабатывались конструкции и налаживался выпуск (преимущественно в США) бурильных труб для роторного бурения.

Во всем мире, в том числе и в СССР, до 1935 года роторное бурение, вытесняющее постепенно ударное, применялось в “усеченном” варианте: в сочетании только с лопастными долотами. Первая нефтяная скважина роторным способом пробурена в 1895 году в США (штат Техас). Опыт варианта роторного бурения без шарошечного долота оказался очень полезным. Дело в том, что лопастные долота, работающие только в режиме внедрения режущей части лопастей в породу, требуют приложения к трубам повышенных по сравнению с шарошечными долотами крутящих моментов. Промышленности потребовались бурильные трубы и вращатели повышенной прочности и надежности. И такие трубы были созданы.

Появление в 1935 году трехшарошечных долот с опорами качения и смещенными осями шарошек завершило формирование нового роторного способа бурения, что можно расценить как техническую революцию в бурении, равную по влиянию с изобретением ударного способа бурения в Китае. За истекшие почти 65 лет применения и развития его во всем мире не произошло ничего принципиально нового, за исключением, пожалуй, одного: промывки забоя высоконапорными (гидромониторными) струями (1948 г., США). Подробнее об этом чуть позже.

 

39.История возникновения и развития бурения забойными двигателями +

Бурному развитию турбинного способа бурения способствовала организация в 1953 году в Москве специализированного научно-исследовательского и проектного института для решения проблем бурения нефтяных скважин - ВНИИбурнефть (с 1957 года - ВНИИБТ). За относительно короткое время под руководством М.Т. Гусмана и Р.А. Иоаннесяна (учеников и соратников погибшего в годы войны при испытании нового оружия П.П. Шумилова) был создан нормальный ряд турбобуров самых различных типов. Совершенствование турбобуров, как забойных вращателей долота, шло вначале по пути уменьшения скоростей вращения за счет изменения гидродинамических характеристик лопаток турбин, а завершилось созданием принципиально новых забойных двигателей - винтовых (объемных) со скоростями вращения вала, характерными для высокооборотного роторного бурения (ВНИИБТ). Приоритет российской буровой науки в создании гидравлических забойных вращателей долота никем не оспаривается. Наличие в арсенале технических средств забойных двигателей оказало решающее влияние на развитие алмазного и наклонно направленного, в том числе горизонтального, бурения.

Непомерное на начальном этапе увлечение турбинным бурением имело и негативные последствия. Совершенствование шарошечных долот шло с постоянной оглядкой на высокооборотное турбинное бурение. В результате к концу 70-х годов выяснилось, что в стране нет заводов, способных изготовлять долота для эффективной реализации преимуществ роторного способа бурения. Не был налажен выпуск высокопрочных бурильных труб для роторного бурения. Пришлось ошибки исправлять. Первая исправлена в 1983 году, когда был налажен выпуск долот по лицензии в г. Куйбышеве. Вторая исправлена только частично.

 

История развития техники и технологии бурения в СССР +

Итак, появился долгожданный способ бурения, решивший сразу несколько проблем принципиального характера:

- резкое сокращение продолжительности бурения за счет совмещения процессов разрушения забоя и его очистки;

- возможность бурить любые по механическим свойствам породы;

- постоянная очистка ствола скважины от выбуренной и обваливающейся породы;

возможность управлять устойчивостью вскрытых бурением пород путем изменения плотности буровой промывочной жидкости и ее технологических параметров и за счет этого уменьшать количество и диаметры спускаемых в скважину обсадных колонн, что называется упрощением конструкции скважин;

- возможность управлять нефтегазопроявлением из скважины или поглощением бурового раствора в пласты, что также способствовало упрощению конструкции скважин и решало острые для нефтяной промышленности проблемы экологии, охраны труда и пожарной безопасности.

Роторное бурение открыло перед буровиками вполне реальные возможности для ускорения и удешевления проводки скважин. На рис. 2.3 приведены совмещенные графики изменения средних глубин и коммерческих скоростей бурения скважин с 1920 по 1941 год. Обращает внимание, что в предвоенные годы в СССР, начиная с 1935 года, имело место резкое увеличение скоростей бурения, несмотря на столь же резкое возрастание средних глубин бурения. Совпадение такого необычного факта (обычно наблюдается противоположное: с ростом глубины скважины скорость уменьшается) с повсеместным переходом на роторное бурение не случайно. При роторном способе бурения резко уменьшилась почти фатальная зависимость работы буровика-технолога от геологических условий бурения и возросла возможность управления процессом бурения скважины и инженерного прогнозирования ожидаемых результатов как по срокам бурения, так и по стоимости. Для реализации этой возможности требовалось познание основных явлений, сопровождающих все элементы (операции) процесса строительства скважины. Неожиданно выяснилось, что дальнейшее развитие бурения, как подотрасли нефтяной промышленности, невозможно без привлечения академической науки и передовой инженерной мысли из различных областей: химии (буровые промывочные жидкости), материаловедения и машиностроения (долота, бурильный инструмент, буровое и наземное оборудование), гидравлики и аэродинамики (промывка скважины и управление нефтегазопроявлениями), экономики и организации производства. Возникла острая потребность в высококвалифицированных. специалистах по узким, непривычным для практиков бурения, направлениям и потребность в научно-исследовательских центрах, где эти специалисты могли бы работать над буровыми проблемами. Стало также очевидным, что нужны инженеры, специально и разносторонне подготовленные для работы в бурении.

Достойно удивления то, что Россия 30-х годов имела все возможности для самостоятельного решения этих новых задач.

Относительно просто решались кадровые проблемы. В наследство от царской России страна получила превосходный профессорско-преподавательский корпус, в том числе по горному делу, ни в чем не уступающий зарубежному. В Баку уже был нефтяной институт, в Новочеркасске - Донской политехнический с горным факультетом, а в Грозном уже с 1920 года готовили инженеров по нефтепромысловому делу. Были созданы и специализированные научно-исследовательские центры: АзНИИ в г. Баку и ГрозНИИ - в г. Грозном. По распоряжению С. Орджоникидзе была создана “колонна институтов” для решения проблем нефтяного, в том числе и бурового, дела, куда вошли, кроме названных, многие академические институты.

 

41.История развития долот и долотостроения

 

42. Состояние техники и технологии бурения в России в современных условия х

1,2

Стр5 ЗУ

 

 

43.Способы бурения. Их общая характеристика. +

1,2

Разрушать горные породы можно механическим, термическим, физико-химическим, электроискровым и другими способами. Од­нако промышленное применение находят только способы меха­нического разрушения породы, а другие пока не вышли из стадии экспериментальной разработки.

Механическое разрушение породы осуществляется с исполь­зованием мускульной силы человека (ручное бурение) или двига­телей (механическое бурение). Ручное бурение иногда приме­няют при инженерно-геологических исследованиях.

Механическое бурение осуществляется ударным и вращатель­ным способами. Ударный способ более 40 лет не применяется на нефтяных и газовых промыслах СССР. Однако в угольной и горнорудной промышленности, при инженерно-геологических изы­сканиях, бурении скважин на воду и скважин для взрывных ра­бот ударное бурение находит применение. Поэтому сущность ударного бурения рассматривается в учебнике кратко.

Ударное бурение. Из всех разновидностей ударного бурения в настоящее время применяется только ударно-канатное. Буровой снаряд, состоящий из долота, ударной штанги, раздвижной штанги-ножниц и канатного замка, спускают в скважину на канате, который, огибая блок, оттяжной ро­лик и направляющий ролик, сматывается с барабана бурового станка. Скорость спуска бурового снаряда регулируют тормозом. Блок установлен на вершине мачты. Для га­шения вибраций, возникающих при бурении, применяются амор­тизаторы

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность сква­жины обеспечивается поворотом долота в резуль­тате раскручивания каната под нагрузкой (во время приподъема бурового снаряда) и скручива­ния его при снятии нагрузки (во время удара долота о породу).

Эффективность разрушения породы при ударно-канатном бу­рении прямо пропорциональна массе бурового снаряда, высоте его падения, ускорению падения, числу ударов долота о забои в единицу времени и обратно пропорциональна квадрату диа­метра скважины. При всех прочих равных факторах производи­тельность бурения существенно зависит от правильности выбора долота для данной породы

В процессе разбуривания трещиноватых и вязких пород воз­можно заклинивание долота. Для освобождения долота в буро­вом снаряде применяют штангу-ножницы, изготовленные в виде двух удлиненных колец, соединенных друг с другом подобно зве­ньям цепи.

Процесс бурения будет тем эффективнее, чем меньшее сопро­тивление долоту бурового снаряда оказывает накапливающаяся на забое скважины выбуренная порода, перемешанная с пласто­вой жидкостью. При отсутствии или недостаточном притоке пла­стовой жидкости в скважину с устья периодически доливают воду. Равномерное распределение частиц выбуренной породы в воде достигается периодическим расхаживанием (приподъемом и 14опусканием) бурового снаряда. По мере накопления на забое раз­рушенной породы (шлама) возникает необходимость в очистке скважины. Для этого с помощью барабана поднимают буровой снаряд из скважины и многократно спускают в нее желонку 13 (см. рис. 1.2) на канате 17, сматываемом с барабана 16. В днище желонки имеется клапан. При погружении желонки в зашлам-ленную жидкость клапан открывается и желонка заполняется этой смесью, при подъеме желонки клапан закрывается. Подня­тую на поверхность зашламленную жидкость выливают в сбор­ную емкость. Для полной очистки скважины приходится спускать желонку несколько раз подряд.

После очистки забоя в скважину опускают буровой снаряд, и процесс бурения продолжается.

При ударном бурении скважина, как правило, не заполнена жидкостью. Поэтому во избежание обрушения породы с ее стенки спускают обсадную колонну, состоящую из металлических об­садных труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере углубления скважины обсадную колонну про­двигают к забою и периодически удлиняют (наращивают) на одну трубу.

С увеличением длины обсадной колонны продвижение ее к за­бою затрудняется. Наступает такой момент, когда обсадную ко­лонну невозможно подать вниз даже специальным забивным снарядом. В этом случае спущенную обсадную колонну остав­ляют в скважине, внутрь ее спускают вторую обсадную колонну, и скважину углубляют долотом меньшего диаметра, а колонну наращивают. Вновь наступает момент, когда и вторая обсадная колонна не спускается глубже, что вынуждает спускать третью колонну еще меньшего диаметра и т. д. до тех пор, пока не будет достигнута проектная глубина. Таким образом, в скважину мо­жет быть спущено несколько обсадных колонн, образующих те­лескоп труб разного диаметра.

Для ударно-канатного бурения в СССР выпускают самоходные и стационарные станки, позволяющие бурить скважины глубиной до 500 м. Они имеют сравнительно небольшую массу (7—20 т), и поэтому их легко можно перевозить с места на место, что очень важно для организации буровых работ в труднодоступных и отда­ленных районах.

Вращательное бурение. При вращательном бурении разру­шение породы происходит в результате одновременного воздей­ствия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

 

 

44.Критерии выбора способов бурения

1,2

Критерии оптимизации режима бурения. Определение оптимального времени работы долота на забое

(P_д, n, Q)_опт=minC, maxV_р

C=f₁(P_д, n, Q); V_p=f₂(P_д, n, Q)

Этапы поиска оптимального режима

- на стадии проектирования

- оперативная оптимизация режима бурения

- корректировка проектного режима с учетом инф.,

полученной в процессе бурения

в процессе проектирования мы используем инф. полученную при бурении скв. в данном регионе, в аналог. усл., данные по гоелог. разрезу скв., рекомендаций завода-изготовителя бур. инстр., рабочих хар-к забойных двигателей.

2 способа выбора t_опт долота на забое:

- графический

tgα=dh/dt=V_м(t)=h(t)/(t_опт+t_сп+t_в)

- аналитический

 

 

45.Роторное бурение. Достоинства и недостатки. Область применения.

1,2

Принцип действия ротора, особенности технологии роторного бурения

роторным способом бурят ~20-25% метража скв.

ротор – коническая зубчатая муфта, предн. для передачи вращения от гориз. расп. вала тарнсмиссии на верт. расп. БК

функции:

- передача вращения на БК с одновр. подачей ее на забой

- восприятие разл. нагр. в процессе бурения и СПО

- воспр. реакт. момента корпуса ЗД, доходящего до устья скв.

скорость вращения ротора регул. с помощью передаточного мех-ма или коробки передач. n~40-320[об/мин]

ПРК – ротор с пневм. клиновым захватом

выбор ротора:

- d прох. сечения; мощность; max осевая нагрузка

особенности

- передача мощности к долоту осущ. по гидр. и мех. каналу

достоинства:

- большая проходка на долото

- незав. регулирование нагр. на долото и частота его вращения

- ротор снабжается моментометром

- возрастает точность измерения осевой нагрузки

- меньшая вероятность затяжек и прихватов БК

недостатки:

- ↑F_тр о стенки скв., что приводит к износу

рациональная обл. применения:

- геологические/технологические/экономические факторы

- L_скв>3500м; t_заб>140’C; D_дол<190,5мм;

- наличие осложнений (затяжки/прихваты)

- использование аэрированного БР, либо продувка

воздухом/газом

- применение долот с гермет. опорой

- бурение интервалов интенсивного искривления ствола скв.

- нехватка УБТС (необходимо использовать БТ достаточной

прочности)

 

46.Подготовка скважины к роторному бурению.

1,2

Главное бурение разными компоновками. После турбобура – зигзагообразный ствол, стволы имеют смещение, можно заклинить.

1. Можно поэтапно вводя увеличенную жесткость КНБК проработать ствол пробуренный до того турбобуром осторожно не допуская посадок инструмента дойти до забоя, ЗД и спустить ту компоновку которую надо.

2. Очистить забой от металла, шлама а затем спускать БИ

4. подготовить всю скважину к роторному бурению одно дело бурить без вращения в стволе, другое с вращением колонны.. инструмент д.б. соотв по прочности роторному бурению.

5. Вертлюг – если квадрат не вращается сальники могут выдержать долго и спокойно, если начинаем вращать, сальник может не выдержать.

6. насосы перепроверить – нормальное роторное бурение ®Р д.б. не менее турбинного, а возможно и более.

7.

 

47.Классификация и ассортимент турбобуров. Конструктивные особенности

1,2,5,15,16

Конструктивные особенности турбобуров

Находят применение одно-, двух-и трехсекционные турбобуры с последовательным соединением секций и двух-, трехсекционные реактивно-турбинные агрегаты с параллельным соединением сек­ций

Односещионные турбобуры
типа Т12. Рассмотрим упрощен­ную схему устройства односекционного турбобура Состоит односекционный турбобур из двух групп дета­ лей — вращающихся и непод­вижных. Вращающиеся детали надевают на вал И в описанной ниже последовательности. Сначала сверху надевают втулку нижней радиальной опоры, кольцо-упор с отверстиями для ввода промывочной жидко­сти вовнутрь вала и 33 ступени турбины. Затем надевают втулку средней опоры 12 и среднюю
опору 33 ступени турбины, вторую втулку средней опоры и среднюю опору и 34 ступени турбины.На этом заканчивают сборку 100 ступеней турбины с двумя средними опорами. После этого на вал надевают регулировочное кольцо, диск пяты, кольцо пяты и нижний подпятник. Затем надевают второй комплект деталей опоры: диск пяты, кольцо пяты, подпятник и т. д. Собрав комплектов деталей опоры, навинчивают крепежные детали—гайку до упора в верх­ний диск пяты, колпак и контргайку

Навинчивание крепежных деталей осуществляют до за­данной величины момента в целях обеспечения надежного при­жатия друг к другу всех надетых на вал деталей и к кольцу-упору.

После этого к корпусу турбобура привинчивают переводник, внутрь корпуса устанавливают распорную втулку и вал с со- перепада давления и веса вращающихся деталей) и вверх (от ре­акции забоя скважины).

Для восприятия осевой нагрузки в рассмотренном турбобуре служит так- называемая гребенчатая пята, состоящая, как уже указывалось ранее, из 12 комплектов деталей, один из которых схематично показан на рис. 4.5, б. Одна из трех деталей каждого комплекта — подпятник 6 — в средней части и по внутреннему ободу облицована резиной. В зависимости от направления на­грузки диски пяты 5, вращающиеся вместе с валом, верхними или нижними поверхностями опираются на резиновые облицовки под­пятников и вместе с ними воспринимают осевую нагрузку.

В процессе работы турбобура вал его испытывает также ра­диальные нагрузки, для восприятия которых турбобур имеет че­тыре радиальные опоры.

Роль верхней радиальной опоры выполняют кольца пяты 7 и подпятники 6. При вращении вала кольца пяты трутся о внут­ренние ободы подпятников, облицованных резиной, и тем самым передают ему радиальные нагрузки.

Средние опоры 13 (рис. 4.5, г), внутренние ободы которых об­лицованы резиной, воспринимают радиальные нагрузки, возни­кающие в средней части вала турбобура.

Нижней радиальной опорой является ниппель 16 (рис. 4.5,5), внутренняя поверхность которого также облицована резиной.

После изучения принципов устройства односекционного тур­бобура предлагается закрепить полученные знания, воспользовав­шись чертежом односекционного турбобура типа Т12 (рис. 4.7), на котором применена такая же нумерация деталей, как и на

рис. 4.5 и 4.6.

Односекционные турбобуры (рис. 4.7) применяются при буре­нии вертикальных и наклонных скважин небольшой глубины. Если же при бурении наклонных скважин требуется осуществить ин­тенсивное искривление, то применяют односекционные укорочен­ные турбобуры с числом ступеней 30—60 и длиной около 3—4 м (обычные односекционные турбобуры имеют длину около 9 м). Конструктивно укороченные и типа Т12 турбобуры отличаются числом ступеней турбин и опор.

Двухсекционные турбобуры типа ТС и трехсекционные турбо­буры типа ЗТС. Рост глубин скважин привел к необходимости соз­дания более мощных турбобуров, что потребовало увеличения числа ступеней турбины и, следовательно, увеличения длины вала и корпуса турбобура. По технологическим условиям изготовле­ния, эксплуатации, ремонта и транспортировки турбобуров увели­чение длины валов и корпусов по сравнению с принятыми в одно-секционном турбобуре было признано нецелесообразным. Эта проблема была решена путем последовательного соединения двух-трех односекционных турбобуров.

Нижняя секция выполнена так, что она может использоваться самостоятельно. Трехсекционные турбобуры типа ЗТС отличаются от двух­секционных типа ТС введением средней секции с радиальными опорами, между которыми уста­новлены ступени турбины. Об­щее число ступеней турбин дове­дено в трех секциях до 350, что< позволило значительно увели­чить подводимую мощность к до­лоту и создать условия для бу­рения глубоких скважин турбин­ным способом.

Трехсекционные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ.

Секционные турбобуры типов А, АШ и АГТШ. Все модифика­ции этих турбобуров отличаются от рассмотренных выше турбо­буров применением турбин особой конструкции, позволяющих по­лучать при постоянном расходе промывочной жидкости не посто­янное значение перепада давления а рост его при увеличении частоты вращения вала турбобура. Поэтому такие турбобуры называют турбобурами с наклонной линией давления

При уменьшении же расхода промывочной жидкости через тур­бину можно получить постоянный перепад давления. Регулировать расход промывочной жидкости можно, применяя привод к буровым насосам с мягкой характеристикой (электро­двигатель постоянного тока, дизель с турботрансформатором) или, например, редукционный клапан, устанавливаемый над тур­бобуром в переводнике специальной конструкции.

Однако в практике бурения находят большее применение тур­бобуры с наклонной линией давления, работающие при постоян­ном расходе жидкости.

Двухсекционные турбобуры типа А конструктивно выполнены так, что нижняя секция может применяться самостоятельно. Как видно на риснижняя секция укомплектована многорядным упорно-радиальным шарикоподшипником, установленным н

1234Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: