Классификация ПРИ для колонкового бурения.

выделяют:

алмазные - а – только на поверхности матрицы в один слой (однослойные);

б – на поверхности и частично в некотором объеме матрицы (многослойные);

в – на поверхности и в полном объеме матрицы (импрегнированные).

твердосплавные - 1. Ребристые коронки

типов Ml, М2, М5, М6

2. Резцовые (гладкостенные) затачиваемые коронки типов СМ4, СМ5, СМ6 для бурения пород средней твердости IV— VII категорий по буримости малоабразивных типа СТ2 средней твердости IV— VII категорий трещиноватых

3. Самозатачивающиеся коронки типов СА1, СА2, САЗ и СА4, СА5, СА6, СА9

шарошечные долота типа М — для пород мягких; С — для пород средне твердости;К — для крепких;ОК — для очень крепких пород

шарошечные коронки

3.Техническая характеристика и конструктивные особенности буровогс насоса НБЗ-120/40. Плунжерные насосы. В настоящее время как в России, так и за рубе­жом наблюдается тенденция перехода на быстроходные плунжерные насосы простого действия. Это связано с широким развитием алмазного бурения и, соответственно, сооружения скважин малого диаметра. В этих условиях при сравнительно небольших подачах промывочной жидкости требуется высокое давление, лучшим образом этим условиям соответствуют плунжерные насосы, которые имеют ряд существенных преимуществ перед поршневыми насосами: высокая надежность и безопасность в работе, простота с обслуживания и ремонта, меньшее количество уплотнений и клапанов, более стабильная подача, малая масса и габаритные размеры, возможность замены пары сальник-плунжер. Кроме того, в плунжерных насоса легко осуществляется прямоточная рабочая камера, когда всасывающие и напорные клапаны расположены непосредственно на одной вертикальной оси и поток жидкости практически имеет прямой ход к нагнетательным клапанам что позволяет снизить до минимума объем вредного пространства, a следовательно повысить кпд насоса.

Преимущественное распространение получили трехплунжерные, насосы с горизонтальным расположением плунжеров.

Кинематическая схема такого насоса приведена на рис. 34.

Насос состоит из двух блоков: механического и гидравлического. привод насоса преимущественно осуществляется электродвигателями. Вращения от электродвигателя 16 через клиноременную передачу 15, коробку перед 14, клиноременную передачу 13 и редуктор передается на шатунно-кривошипный механизм, состоящий из коренного эксцентрикового (коленчатого) вала II, шатуна 10,крейцкопфа (ползуна) 9. При этом плунжеры совершают возвратно-поступательное движение в рабочих камерах гидроблока со сдвигом по фазе на 120°.

При движении плунжера вправо в рабочей камере создается разрежение, шгнетательный клапан 4 при этом закрывается, а промывочная жидкость юд действием атмосферного давления перемещается по всасывающей магист­рали 6, открывает всасывающий клапан 3 и заполняет рабочую камеру. При)братном движении плунжера давление в рабочей камере повышается, всасы-)ающий клапан 3 закрывается, а жидкость через нагнетательный клапан 4 ыталкивается из рабочей камеры в нагнетательную магистраль 5. Таким Срезом за один оборот коленчатого вала II в насосе совершается три всасы-18ния. и три нагнетания.

В плунжерных насосах используются самодействующие клапаны тарельча-ого типа. Конструкция такого клапана приведена на рис. 35.

Клапаны открываются под действием перепада давления, а закрываются од действием собственного веса и усилия пружины. Клапан состоит из

седла I, тарелки 2, резинового уплотне­ния 3 и верхней крышки 4, закрепленной на тарелке гайкой. Направляющие перья 5 позволяют центрировать тарелку, что обеспечивает ее правильную посадку на седло I, запрессованное в корпус гидро­блока 8. Для более быстрой посадки клапа­на на седло во время закрытия тарелку на­гружают пружиной 6.

Плунжеры насосов изготавливаются из износостойкой высоколигированной хромис­той стали с последующей термообработкой. Для уплотнения плунжеров используются ре­зиновые манжеты 2 (рис.34), собранные в стаканах 8. Соединение плунжера с ползу-м 9 кривошипношатунного механизма осуществляется с помощью быстро-емного хомута 7, что обеспечивает быструю замену узла "сальник с унжером"

Насосы имеют пружинный дифференциальный предохранительный клапан 17, горый можно использовать одновременно и в качестве вентиля для сбрасывания жидкости. Для контроля давления жидкости в нагнетательную магист-1ь установлен выносной манометр на гибком бронированном шланге.

Мингео СССР разработан нормальный ряд плунжерных буровых насосов, тючагощий пять размерных классов насосных установок (ГОСТ 19123-73 юосы буровые к установкам геологоразведочного бурения¹'). В соответ-зии с этим рядом выпускаются насосные буровые установки следующих типо-(меров: НБ1-25/16, НБ2-63/40, НБЗ-120/40, НБ4-320/63 и НБ5-320/ЮО.

4. Причины искривления скважин. Технологические средства
направленного бурения. Причины, влияющие на характер и интенсивность искрив­ления скважин, можно разделить на три основные группы: геологические, технические и технологические.

Геологические причины по степени проявления и важности обычно рассматриваются в следующем порядке: влияние ани­зотропии горных пород, перемежаемости различных по твердо­сти пород; структурно-геологических условий, твердых включе­ний, зон дробления, пустот, устойчивости пород и т. п.

У анизотропных пород из-за разницы физико-механических свойств во взаимно перпендикулярных направлениях разруше­ние забоя под торцом породоразрушающего инструмента про­исходит неравномерно. При, пересечении скважиной этих пород под острым углом к линии их наименьшего сопротивления за­бой скважины и сечение ее ствола приобретают овальную форму. В результате этого колонковый снаряд под влиянием сил, действующих на породоразрушающий инструмент, полу­чает фиксированный перекос, направление которого способст­вует искривлению скважины в сторону плоскости наименьшего сопротивления анизотропных пород. Наибольшей анизотроп­ностью обладают породы с минералами, имеющими игольча- тую, пластинчатую или чешуйчатую форму и ориентированы по параллельным плоскостям (альбитофиры, порфириты, фил­литы, сланцы и др.).

При бурении массивных изотропных или слабо анизотроп­ных пород (гранит, доломит, известняки) разрушение их под торцом породоразрушающего инструмента происходит равно­мерно и естественное искривление либо отсутствует, либо весьма незначительно. Изотропные трещиноватые породы раз­рушаются как анизотропные, так как трещины и микротре­щины при бурении ведут себя как слои с нулевой твердостью.

Скважины могут искривляться при встрече в толще твер­дых пород раздробленных и перемятых зон, гнезд мягких по­род, пустых или заполненных рыхлым материалом трещин, ка­верн, карстовых образований, а также при встрече в мягких породах твердых включений — валуны, крупная галька, жел­ваки, конкреции и т. п. Значительное влияние на искривление скважин оказывает твердость и устойчивость пород: чем выше твердость пород, тем меньше разработка забоя и ствола скважины и тем в меньшей степени происходит ее искрив­ление.

При бурении в слабоустойчивых или неустойчивых породах в скважинах образуются большие каверны, полости и завалы, наличие которых может привести к резкому искривлению сква­жины или даже забуриванию новых стволов.

Рассмотренные причины вызывают как зенитное, так и ази­мутальное искривление скважин.

Искривление скважины по техническим причинам может происходить в результате отклонения ее оси от заданного на­правления при заложении и в процессе бурения при воздейст­вии различных технических бактооов.

 

Искривление скважины в процессе бурения связано с фик­сированным перекосом бурового снаряда. Основные причины вызывающие такой перекос следующие.

 

1. Параметры бурового снаряда. Определяющими считаются длина и диаметр его составляющих частей.

2. Тип и конструкция породоразрушающего инструмента. Они определяют интенсивность, а в некоторых случаях и на­правление искривления скважины.

3. Компоновка бурового снаряда определяет условия и сте­пень проявления причин, влияющих на искривление скважин.

Под действием собственного веса, осевой нагрузки, центро­бежных сил буровой снаряд изгибается. При этом возникает отклоняющая сила, прижимающая коронку к стенке скважины. В вертикальной скважине отклоняющая сила действует одина­ково в любом направлении, в наклонной — в сторону висячей стенки, если вес колонкового набора незначителен, и, наобо­рот, в сторону лежачей стенки, если вес снаряда воз­растает.

 

Технологические причины связаны со способами разруше­ния и неправильным сочетанием технологических параметров режима бурения и свойств проходимых пород. Опыт бурения скважин показывает, что наименьшая степень искривления при­суща ударному, в несколько большей мере — ударно-враща­тельному и наибольшая — вращательному способам, имеющим различный характер разрушения пород. Интенсивность искрив­ления зависит от степени разработки ствола.

 

Технические средства

Для бурения направленных и многозабойных скважин при­меняют различные технические средства и технологические ме­тоды. По характеру и принципу действия их можно разделить на технические средства разового, многократного применения и непрерывного действия.

Технические средства разового применения. К ним отно­сятся стационарные отклоняющие клинья (рис. 20.4), которые применяют с целью обхода мест аварий, забуривания дополни­тельных стволов при многоствольном бурении и др. По кон­струкции клинья разделяются на открытые и закрытые. Закры-

 

Техническая характеристика клиньев КОС

Тип клина................................. КОС-73 КОС-57 КОС-44

Угол наклона желоба клина к оси... 2° 30' 2° 30' 2° 30'

Длина желоба, мм.......... 1540 1570 1530

Диаметр клина, мм........ 73 57 44

Длина в собранном виде, мм 6285 6920 5065

Устройства для перекрытия ствола скважины. Для уста­новки стационарного клина в стволе скважины необходимо со­здание искусственного забоя.

ВИТР для этих целей разработана пробка-забой типа /73, (рис. 20.5), которая состоит из двух частей — собственно пробки (рис. 20.5, а) и гидропривода (рис. 20.5, б).

 

5.Меры безопасности при ликвидации аварий.

Аварию важно своевременно обнаружить, чтобы предупре­дить ее осложнение. Поэтому бурильщик обязан внимательно следить за ходом технологического процесса, показаниями кон­трольно-измерительных приборов и циркуляцией промывочной жидкости, знать состав, размеры и техническое состояние буро­вого снаряда, конструкцию скважины и геолого-технические ус­ловия бурения.

На каждой буровой установке всегда должен быть необходи­мый комплект аварийного инструмента. Кроме того, в ГРП или на участке следует иметь набор ловильных инструментов и бурильных труб с левой резьбой.

Если авария произошла, то необходимо определить ее тип и вид, точное место (глубину), вероятную причину, положение верхнего конца оставленной части труб относительно оси сквз- жины, возможность восстановления циркуляции промывочной жидкости и общее состояние скважины, особенно в месте ава­рии (наличие зон осложнений, шлама, интервалы искривлений, физико-механические свойства пород в месте аварии и т. д.).

Все вопросы можно выяснить по фактическим данным, полу­ченным при подъеме бурового снаряда, и по буровому журналу. Поэтому в буровом журнале должны точно отражаться техниче­ские данные о скважине и буровом снаряде, его размеры, со­став, качество промывочной жидкости, встречаемые осложнения, режим бурения. Целесообразно раз в неделю производить кон­трольный замер глубины скважины.

О возникновении аварии бурильщик обязан сообщить буро­вому мастеру, начальнику смены или диспетчеру, которые дол­жны доложить об этом главному инженеру.

Если авария простая, то бурильщик немедленно приступает к ее устранению или принятию мер по предотвращению осложне­ния. Положительные результаты во многом зависят от быстроты ликвидации аварии.

Ликвидацию сложной аварии начинают только после кон­кретного и всестороннего ее исследования, экономического обос­нования и составления плана, утверждаемого главным инжене­ром экспедиции. Неправильный выбор метода и технических средств приводит к осложнению аварии.

До начала ликвидации аварии необходимо проверить ис­правность станка, вышки, талевой системы, спуско-подъемных инструментов и КИП, а также провести инструктаж по безопас­ным методам работы.

Билет 13

1. Аварии: обрывы бурильных и колонковых труб. Причины. Признаки методы и инструмент для ликвидации.

Ловильный инструмент при вращательном бурении

Аварийный инструмент, предназначенный для захвата и из­влечения оставленных в скважине частей бурового снаряда, об­садных труб, стального каната и других предметов, называ­ется ловильным. К нему относятся следующие типы инструмен­тов.

Ловильные метчики (рис. 38.1, а) — резьбонарезной инстру­мент, на конической наружной поверхности которого нарезана треугольная резьба и профрезерованы четыре продольные ка­навки для выхода стружки, снимаемой с тела трубы при ввинчи­вании метчика. Канавки образуют режущую кромку, обращен­ную в сторону вращения метчика.

Метчики изготовляют из стали марки 12ХН2, поверхность резьб цементируют на глубину 0,4—0,7 мм с последующими за­калкой и отпуском.

Ловильные метчики применяют для извлечения труб, имею­щих относительно ровный обрыв и не закрытое в результате деформации трубы внутреннее отверстие.

Ловильный колокол (рис. 38.1,6) — это тоже резьбонарезной инструмент, но с внутренней конической поверхностью, на ко­торой нарезана треугольная резьба и профрезерованы продоль­ные канавки.

Овершот (рис. 38.1, г) применяют для извлечения неприхва-ченных бурильных труб. Корпус овершота / при медленном вра­щении надевают на оборванную колонну бурильных труб, при этом пружины 2 захватывают трубу за нижний торец муфты или замка. Методика ликвидации аварий

Ликвидация обрывов бурового снаряда

Обрыв или развинчивание бурильных труб можно определить по изменению режима работы бурового станка, скорости или направления движения шпинделя, веса бурового снаряда, паде­нию давления насоса. Но наиболее точно обрыв определяется по контрольно-измерительным приборам.

При обнаружении обрыва необходимо:

поднять верхнюю оборванную часть колонны, по повреж­денному концу бурильной трубы установить характер обрыва и решить, каким пользоваться ловильным инструментом;

вычислить глубину обрыва, выяснить размеры и состояние скважины в месте обрыва, после чего решить, опускать ловильный инструмент с направляющей воронкой или без нее;

заменить оборванную часть трубы, присоединить к ней ловильный инструмент, определить рабочий замер и нанести метку на верхней трубе;

опустить в скважину ловильный инструмент и не доходя до места обрыва 1—1,5 м включить насос и промыть скважину;

медленно опуская буровой инструмент, соединить его с обор­ванной трубой при вращении вручную;

попытаться приподнять снаряд с помощью гидравлического устройства станка и восстановить циркуляцию промывочной жидкости;

завинтить ловильный инструмент до отказа и извлечь буро­вой снаряд из скважины.

Если не удается соединить ловильный инструмент с остав­шимся в скважине буровым снарядом, при помощи печати уточ­няют характер обрыва и положение конца трубы по отношению к оси скважины. Отклонившуюся трубу выводят на середину отводным крюком.

Если невозможно ни одним из ловильных инструментов под­соединить к оборванной трубе, то конец трубы обрезают трубо­резом.

2. Классификация твердосплавных коронок.

Современные конструкции коронок подразделяются на три группы. Ребристые коронки типов Ml, М2 и М5 по ГОСТ устойчивых пород 1—IV категорий по буримости. Резцовые (гладкостеыные) ко­ронки типов СМ4, СМ5, СМ6 и СТ2 по ГОСТ 11108—70 для буре­ния неабразивных и малоабразив­ных пород средней твердости IV— VII категорий по буримости. Самозатачивающиеся (гладкостенные) коронки типов СА1, СА2, САЗ и СА4 по ГОСТ 11108—70, СА5 по ТУ41-01-289—77 и СА6 по ТУ 41-01-348—78, СА7 для бурения абразивных пород средней твердости и частично твер­дых VI—IX категорий по бури­мости.Все коронки стандартизированы по следующему наружному диа­метру: 36, 46, 59, 76, 93, 112, 132, 151 мм.

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: