- •Содержание
- •4.Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин.
- •4.1. Спуско-подъемный комплекс буровой установки
- •4.2. Насосно-циркуляционный комплекс буровой установк
- •1. Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин
- •1.1. Способы бурения скважин
- •2. Физико-механические свойства горных пород и процесс их разрушения при бурении
- •2.1. Общие сведения о горных породах
- •2.2. Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс бурения
- •3. Буровой инструмент и забойные двигатели
- •3.1. Породоразрушающий инструмент
- •3.2. Буровые долота
- •3.3. Лопастные долота
- •3.4. Алмазные долота
- •3.5. Долота исм
- •3.6. Долота специального назначения
- •3.7. Инструмент для отбора керна
- •3.8. Бурильная колонна
- •3.9. Ведущие бурильные трубы
- •3.10 Стальные бурильные трубы
- •3.11. Легкосплавные бурильные трубы
- •3.12. Утяжеленные бурильные трубы
- •3.13. Переводники
- •3.14. Специальные элементы бурильной колонны
- •3.15. Условия работы бурильной колонны
- •3.16. Забойные двигатели
- •4. Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
- •4.1 Спуско-подъемный комплекс буровой установки
- •4.2. Насосно – циркуляционный комплекс буровой установки.
- •5. Режимные параметры и показатели бурения
- •Выделяют следующие основные показатели эффективности бурения нефтяных и газовых скважин: проходка на долото, механическая и рейсовая скорости бурения.
- •6. Буровые промывочные жидкости
- •6.1. Условия бурения с применением промывочных жидкостей
- •6.2. Способы промывки
- •6.3. Функции бурового раствора
- •6.4. Классификация промывочных жидкостей
- •6.5. Параметры буровых растворов и методы их измерения
- •6.6. Отбор пробы бурового раствора и подготовка ее к измерению
- •6.7.Промысловые испытания бурового раствора
- •6.8. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
- •7. Направленное бурение скважин
- •7.1. Технические средства направленного бурения
- •7.2. Бурение скважин с кустовых площадок
- •7.3. Особенности проектирования и бурения скважин с кустовых площадок
- •8. Осложнения и аварии в процессе бурения
- •8.2. Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации
- •8.3. Ловильный инструмент и работа с ним
- •8.4.Организация работ при аварии
- •9. Крепление скважин
- •Общие сведения о цементировании скважин
- •Технология цементирования
- •Одноцикловое цементирование с двумя пробками
- •9.1.Двухступенчатое (двухцикловое) цементирование
- •9.2. Манжетный способ цементирования
- •9.3. Способ обратного цементирования
- •9.4. Установка цементных мостов
- •9.5.Тампонажные материалы и оборудование для цементирования скважин
- •10. Освоение и испытание продуктивных горизонтов (пластов)
- •10.1.Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения.
- •10.2.Освоение и испытание продуктивных горизонтов (пластов) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны
- •10.3.Исследование продуктивных пластов
- •Словарь
- •Билет № 1
- •Вопрос 1.
- •Вопрос 2
- •Вопрос 3.
- •Вопрос 4.
- •Билет № 2.
- •Билет № 3
- •Билет № 4.
- •Билет № 5.
- •Билет № 6.
- •Билет № 7.
- •Билет № 8.
- •Билет № 9.
- •Билет № 10.
- •Билет № 11.
- •Условная вязкость
- •Фильтрационные и коркообразующие свойства
- •Билет № 12.
- •Билет № 13.
- •Билет № 14.
- •Технология цементирования
- •Билет № 15.
- •Билет № 16.
- •Билет № 17.
- •Билет № 18.
- •Билет № 19.
- •Билет № 20.
- •Список литературы:
3.15. Условия работы бурильной колонны
Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.
При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя- в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него – напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.
Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.
При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.
Изгибающие нгрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения. действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.
Аварии при роторном бурении происходят, в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят, в основном, из-за прихватов неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.
3.16. Забойные двигатели
При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели , преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. Гидравлические забойные двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов. Первые из них называют турбобурами, а вторые – винтовыми забойными двигателями. Электрические забойные двигатели получили наименование электробуров.
Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.
Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора .
В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор , где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.
Работа турбины характеризуется частотой вращения вала n , вращающим моментом на валу М, мощностью , перепадом давления Р и коэфициентом полезного действия .
Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n , тем меньше М, и наоборот.
Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности не зависит.
Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.
ГОСТ 26673-90 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.
Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 – 25% бурового раствора.
Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.
Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.
Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию – шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть – к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем .
Для бурения наклонно – направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры – отклонители типа ТО.
Турбобур – отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.
Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал, к которому через переводник присоединяется бурильная головка . Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник . Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя – кернорвателем, вмонтированным в переводник . Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их – клапанный узел. Керноприёмник подвешан на опоре , установленной между переводником к БК и распорной втулкой . Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.
ВИНТОВОЙ ЗАБОЙНЫЙ ДВИГАТЕЛЬ
Рабочим органом винтового забойного двигателя (ВЗД) является винтовая пара: статор и ротор .
Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 (это частный случай) винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.
Ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично
Кинематическое отношение винтовой пары и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.
Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая . По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении – резко. Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью – экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.
Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.
Характер изменения от момента М при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым.
Значения при увеличении растут почти линейно, - несколько уменьшается, а возрастает по зависимости, близкой к квадратичной.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
-
Птр
ТБ-172
ТБ-195
ТШ-195М1
ТШ-240
Д1-195
Расход рабочей жидкости, л/с
25-28
45-50
24-30
32-34
25-35
Перепад давления, МПа
2,85-3,5
2,9-3,6
6,5-10
5,5-6,2
3,9-4,9
Частота вращения вала, об/с
10,5-11,7
9,7-10,8
9,3-11,7
7,4-7,8
1,33-1,83
Крутящий момент, Н*м
559-687
714-882
1961-1060
2648-2991
3138-3726
Присоединительная резьба долото/БК
З-117/147
З-117/147
З-152/171
З-152/171
З-117/147
Диаметр, мм
172
195
195
240
195
Длина, мм
7940
8060
25870
23225
7700
Масса, кг
1057
1440
4745
5975
1350