Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин (5 ый семестр) Преподаватель- Альберт Максутович Шайхулов, к. т. н.

Рабочая программа, Календарный план Рекомендуемая литература: Абубакиров В. Ф. и др. Буровое оборудование: в 2 -х т. — М. : Недра. 2008. -Т. 1. -269 с. Баграмов Р. А. Буровые машины и комплексы. — М. : Недра, 2008. — 501 с. Кудинов В. И. Основы нефтегазопромыслового дела. Москва-Ижевск: изд. Институт компьютерных исследований, 2007 г. Балденко Д. Ф. , Балденко Ф. Д. , А. Н. Гноевых. Винтовые забойные двигатели. Справочное пособие. — М. : ОАО «Издательство Недра» , 1999. -375 с. Иогансен К. В. Спутник буровика: Справочник. — М. : Недра, 1990. Колчерин В. Г. и др. Новое поколение буровых установок Волгоградского завода в Западной Сибири. — Сургут ГУП ХМАО «Сургутская типография» , 2000. — 320 с. Раздел дисциплины Л ЛР СР 5 -й семестр 3. 1. 1. Общиесведенияопроцессахбуренияибуровыхустановках + — — 3. 1. 2. Забойныедвигатели + + + 3. 1. 3 Инструментдлябуренияикрепленияскважин + + 3. 1. 4. Ротор + + + 3. 1. 5. Талеваясистема + + 3. 1. 6 Буровыелебедки + + + 3. 1. 7. Буровыенасосы + + 3. 1. 8. Вертлюги + + + 3. 1. 9. Противовыбросовоеоборудование + + +

1 2 3 4 56 7 Рис. 1. Элементы конструкции скважины Рис. 2. Схема скважины пробуренной сплошным (а) и кольцевым (б) забоем а б Основные термины и определения Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем, рис. 2 а) или по его периферийной части (кольцевым забоем рис. 2 б). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы – керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.

Основные термины и определения Попространственномурасположениювземнойкоребуровыескважиныподразделяются: 1. Вертикальные; 2. Наклонные; 3. Прямолинейноискривленные; 4. Искривленные; 5. Прямолинейноискривленные(сгоризонтальнымучастком); 6. Сложноискривленные 1 2 3 4 5 6 Рис. 3. Пространственноерасположениескважин 1 2 3 4 5 6 Пространственное расположение скважин

Основные термины и определения Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнемслучаебуровыеустановкимонтируютсянаэстакадах, плавучихбуровыхплатформахили судах. Виды буровых скважин

Основные термины и определения По цели бурения скважины можно подразделить: Опорные скважины закладываются в районах не исследованных бурением и они служат для изучения состава и возраста слагающих пород. Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности. Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково – разведочному бурению. Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти или газа, а также проектирования режима разработки. Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти или/и газа из продуктивного пласта Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачка воды, газа) для поддержания пластового давления. Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей, изменение давления, положения водонефтяного контакта. Скважины специального назначения. Бурение скважин специального назначения производится для выполнения специфических задач: глушение открытых фонтанов; проведение ядерных испытаний; добыча геотермальных вод; для сооружения подземных хранилищ газа и т. д.

Основные термины и определения Процессбурениявключаетвсебярядопераций: Спускбурильныхтрубсразрушающиминструментомвскважину Разрушениепородызабоя Выносразрушеннойпородыизскважины Подъембурильныхтрубизскважиныдлясменысработавшегосяразрушающегоинструмента; Креплениестенокскважиныприопределенииопределеннойглубиныобсаднымитрубамис последующимцементированиемпространствамеждустенкойскважиныиспущеннымитрубами (разобщениепластов) В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т. д. В ряде случаев дальнейшая углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок. Для исключения таких явлений, кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом ( рис. 6 ). Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием. Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции. Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом. Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны. В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна. Обсадная труба в скважине

Направление На суше назначение направления состоит в том, что бы предотвратить розливы раствора на поверхности и защитить от загрязнения питьевые горизонты. Роль направления незначительная. Напротив, при морском бурении и бурении на площадях, где есть вероятность газа малых глубин роль направления значительно возрастает: — принимает нагрузки от превентора, дивертера, подвесок обсадных колонн и перемещений в следствии волнения и течений Промежуточные колонны В процессе бурения буровой раствор должен обеспечить устойчивость стенок скважины и создание противодавление на пласт. Во время углубления скважины изменения самой природы пластов и порового давления могут сделать эти два условия несовместимыми и в этом случае возникает необходимость крепления скважины промежуточными колоннами для: — изоляции пластов друг от друга — перекрытие зон недостаточной устойчивости — проводить углубление в таких условиях, чтобы была возможность контролировать скважину Кондуктор Его башмак должен быть расположен как можно ниже (без риска) в первой геологически изученной породе, что бы обеспечить своевременное и безопасное закрытие скважины. Располагают башмак кондуктора в твердых непроницаемых глинах. Кондуктор оборудуется ПВО. Вторая (и последующие) промежуточная колонна. Башмак должен располагаться: — в покрывающих породах, которые являются перегородкой между проницаемыми пластами с различным поровым давлением и градиентом разрыва пласта. — В подошве пород недостаточной прочности Эксплуатационная колонна Выполняет роль последней промежуточной колонны в процессе эксплуатации скважины. Э/колонна иногда заменяются «хвостовиками» Конструкция скважины

Способы и виды бурения

Краткая история бурения Первыескважинывисториичеловечествабурилиударно-канатнымспособомза 2000 летдонашейэрыдлядобычирассоловв. Китае. Досередины19 веканефтьдобываласьвнебольшихколичествах, восновномизнеглубокихколодцеввблизиестественныхвыходовеена дневнуюповерхность. Совторойполовины19 векаспроснанефтьсталвозрастатьвсвязисширокимиспользованиемпаровыхмашини развитиемнаихосновепромышленности, котораятребовалабольшихколичествсмазочныхвеществиболеемощных, чемсальныесвечи, источниковсвета. Исследованиямипоследнихлетустановлено, чтоперваяскважинананефтьбылапробуренаручнымвращательнымспособомна Апшеронскомполуострове(Россия)в 1847 г. поинициативе. В. Н. Семенова. ВСШАперваяскважинананефть(25 м)былапробуренав Пенсильвании. Эдвином. Дрейкомв 1859 г. Этотгодсчитаетсяначаломразвитиянефтедобывающейпромышленности. США. Нарубеже 19 -20 вековбылиизобретеныдизельныйибензиновыйдвигателивнутреннегосгорания. Внедрениеихвпрактикупривелок бурномуразвитиюмировойнефтедобывающейпромышленности. В 1901 гв. СШАвпервыебылопримененовращательноероторноебурениеспромывкойзабояциркулирующимпотокомжидкости. Необходимоотметить, чтовыносвыбуреннойпородыциркулирующимпотокомводыизобрелв 1848 г. французскийинженер. Фовелль впервыеприменилэтотспособприбуренииартезианскойскважинывмонастыресв. Доминика. ВРоссиироторнымспособомперваяскважина былапробуренав 1902 г. наглубину345 мв. Грозненскомрайоне. Однойизтруднейшихпроблем, возникшихприбурениискважин, особенноприроторномспособе, былапроблемагерметизации затрубногопространствамеждуобсаднымитрубамиистенкамискважины. Решилэтупроблемурусскийинженер. А. А. Богушевский, разработавшийизапатентовавшийв 1906 г. способзакачкицементногорастворавобсаднуюколоннуспоследующимвытеснениемегочерез низ(башмак)обсаднойколоннывзатрубноепространство. Этотспособцементированиябыстрораспространилсявотечественнойи зарубежнойпрактикебурения. В 1923 г. выпускник. Томскоготехнологическогоинститута. М. А. Капелюшниковвсоавторствес. С. М. Волохоми. Н. А. Корнеевым изобрелигидравлическийзабойныйдвигатель–турбобур, определившийпринципиальноновыйпутьразвитиятехнологииитехники бурениянефтяныхигазовыхскважин. В 1924 г. в. Азербайджанебылапробуренаперваявмирескважинаспомощьюодноступенчатого турбобура, получившегоназваниетурбобура. Капелюшникова. Особоеместозанимаеттурбобурывисторииразвитиябурениянаклонныхскважин. Впервыенаклоннаяскважинабылапробурена турбиннымспособомв 1941 г. в. Азербайджане. Совершенствованиетакогобуренияпозволилоускоритьразработкуместорождений, расположенныхподдномморяилиподсильнопересеченнойместностью(болота. Западной. Сибири). Вэтихслучаяхбурятнесколько наклонныхскважинсоднойнебольшойплощадки, настроительствокоторойтребуетсязначительноменьшезатрат, , чемнасооружение площадокподкаждуюбуровуюприбурениивертикальныхскважин. Такойспособсооруженияскважинполучилнаименованиекустового бурения. В 1937 -40 гг. А. П. Островским, Н. Г. Григоряном, Н. В. Александровымидругимибыларазработанаконструкцияпринципиальнонового забойногодвигателя–электробура. ВСШАв 1964 г. былразработаноднозаходныйгидравлическийвинтовойзабойныйдвигатель, ав 1966 в. Россииразработан многозаходныйвинтовойдвигатель, позволяющийосуществлятьбурениенаклонно-направленныхигоризонтальныхскважиннанефтьигаз. ВЗападной. Сибириперваяскважина, давшаямощныйфонтанприродногогаза 23 сентября 1953 г. былапробуренаупос. Березовона севере. Тюменскойобласти. Здесь, в. Березовскомрайонезародиласьв 1963 г. газодобывающаяпромышленность. Западной. Сибири. Первая нефтянаяскважинав. Западной. Сибиризафонтанировала 21 июня 1960 г. на. Мулымьинскойплощадивбассейнереки. Конда.

Физико- механические свойства горных пород Земнаякорасложенаглавнымобразомизверженнымииметаморфическимигорнымипородами, накоторых прерывистымпокровомлежатосадочныепороды. Встроениинефтяныхигазовыхместорожденийпринимаютучастие толькоосадочныегорныепороды. Структура и Текстура- признакистроенияосадочныхгорныхпород, имеющиесущественноезначениеприих разрушении. С труктура горной породы -особенности, которыеобусловленыформой, размерамиихарактеромповерхности образующихихматериалов. Большинствоосадочныхпородсложенорыхлымисцементированнымиминеральными обломкамиразличныхразмеров, имеющиминеправильныеочертания. Основнаяструктурнаяособенностьосадочных пород, характеризующаяихмеханическиесвойства, структурацементов, связывающихотдельныеобломки. Текстура указываетнаособенностистроениявсейпородывцеломивыявляетвзаимноепространственное расположениеминеральныхчастиц. Основныеособенноститекстурыосадочныхпородслоистость, сланцеватость (способностьпородыраскалыватьсяпопараллельнымплоскостямнатонкиепластинки)ипористость(пористостью называетсяотношениеобъемавсехпустоткобъемувсейпороды, выраженноевпроцентах). Поприродесилсцеплениямеждучастицамиосадочныепородыподразделяютсянатриосновныегруппы: скальные, связные(пластичные)исыпучие. Силы сцепления скальных пород (песчаников, известняков, мергелейидр. )характеризуютсямолекулярным притяжениемчастицдругкдругу, атакженаличиемсилтрения. Силы сцепления пластичных пород (глинистых) характеризуютсявзаимодействиемколлоидныхчастиц, адсорбирующихсянаповерхностиобломков, атакженаличиемсилтрения, Сыпучие породы (песок) не обладают сцеплением нивсухомсостоянии, ниприполномнасыщенииводой. Толькопри ограниченномнасыщенииводойусыпучихпороднаблюдаютсясилысцепления, обусловленныетрением. Всемпородам, кромесилсцепления, присущи силы внутреннего трения , зависящиеотдавления, прижимающего частицыдругкдругу.

Свойства горных пород, влияющие на процесс бурения Упругие свойства горных пород. Все горные породы под воздействием внешних нагрузок претерпевают деформации, исчезающие после удаления нагрузки или остающиеся. Первые из них называются упругими деформациями, а вторые пластическими. Большинство породообразующих минералов — тела упруго хрупкие, т. е. они подчиняются закону Гука и разрушаются, когда напряжения достигают предела упругости. Горные породы также относятся к упруго хрупким телам, но в отличие от минералов они подчиняются закону Гука только при динамическом приложении нагрузки. Упругие свойства горных пород характеризуются модулем упругости (модуль Юнга) и коэффициентом Пуассона. Модуль упругости горных пород зависит от их минералогического состава, вида нагружения и величины приложенной нагрузки, от структуры, текстуры и глубины залегания пород, от состава и строения цементирующего вещества у обломочных пород, от степени влажности, песчаности и карбонатности пород. Пластические свойства горных пород (пластичность). Разрушению некоторых пород предшествует пластическая деформация. Она начинается, как только напряжения в породе превысят предел упругости. Пластичность зависит от минералогического состава горных пород и уменьшается с увеличением содержания кварца, полевого шпата и некоторых других минералов. Высокими пластическими свойствами обладают глины и некоторые породы, содержащие соли. При определенных условиях некоторые горные породы подвержены ползучести. Ползучесть проявляется в постоянном росте деформации при неизменном напряжении. Значительной ползучестью характеризуются глины, глинистые сланцы, соляные породы, аргиллиты, некоторые разновидности известняков. Твердость горных пород. Под твердостью горной породы понимается ее способность оказывать сопротивление проникновению в нее (внедрению) породоразрушающего инструмента. В геологии большое распространение имеет шкала твердости минералов Мооса , по которой условную твердость минералов определяют методом царапания; по этой шкале твердость характеризуется отвлеченным числом (номером). На основании многочисленных исследований Л. А. Шрейнер предложил классификацию горных пород, выгодно отличающуюся от шкалы твердости Мооса тем, что она наиболее полно учитывает основные физико-механические свойства горных пород, влияющих на процесс бурения. К I группе относятся породы, не дающие общего хрупкого разрушения (слабо сцементированные пески, суглинки, известняк-ракушечник, мергели, глины с частыми прослоями песчаников, мергелей и т. п. ). Ко II группе относятся упругопластичные породы (сланцы, доломитизированные известняки, крепкие ангидриты, доломиты, конгломераты на кремнистом цементе, кварцево-карбонатные породы и т. п. ). К III группе относятся упругохрупкие, в основном изверженные и метаморфические породы. Как правило, по твердости породы, участвующие в сложении нефтяных залежей, относятся к первым восьми категориям.

Свойства горных пород, влияющие на процесс бурения (продолжение) Абразивность горных пород. Под абразивностью горной породы понимается ее способность изнашивать контактирующий с ней породоразрушающий инструмент в процессе их взаимодействия. Абразивность пород проявляется в процессе абразивного (преимущественно механического) изнашивания и является его характеристикой. Поэтому показатели абразивности можно рассматривать как показатели механических свойств горных пород. Абразивность горной породы, как и любой другой показатель механических свойств, отражает ее поведение в конкретных условиях испытания или работы. Понятие об абразивной способности тесно связано с понятием о внешнем трении и износе. Абразивные свойства горных пород изучены слабо. На величину трения существенное влияние оказывает среда. Коэффициент трения о породу, поверхность которой смочена глинистым раствором, меньше, чем тот же коэффициент при трении о породу, смоченную водой, и значительно ниже, чем коэффициент трения о сухую породу. Твердость горной породы, размер и форма зерен, образующих породу, существенно влияют на коэффициент внешнего трения. Коэффициент трения о породу с более высокой твердостью при прочих равных условиях обычно более высокий, чем о породу с меньшей твердостью. Это объясняется тем, что абразивные зерна из такой породы выламываются трудней, а разрушающий инструмент царапается зернами этой же породы более интенсивно. По этим же причинам коэффициент внешнего трения выше при трении о мелкозернистые породы с остроконечными зернами, чем при трении о крупнозернистую породу со скатанными зернами. Среди горных пород наибольшей абразивностью обладают кварцевые и полевошпатовые песчаники и алевролиты (сцементированные обломочные породы с обломочными зернами размером от 0, 01 до 0, 1 мм). В настоящее время разработано несколько классификаций по абразивности горных пород. Сплошность горных пород. Понятие «сплошность горных пород» предложено для оценки структурного состояния горных пород, которые, исходя из степени пригодности внутриструктурных нарушений (трещин, пор, поверхностей рыхлого контакта зерен и т. д. ), передают внутрь породы давления внешней жидкостной или газовой среды. Разделяют четыре категории сплошности: к первой категории сплошности относятся породы, внутрь которых может проникнуть исходный глинистый раствор; ко второй — породы, внутрь которых проникает не только жидкость, но и твердые (глинистые) частицы; к третьей — породы, внутрь которых передается давление только маловязкой жидкости (типа воды); к четвертой — породы, внутрь которых внешнее гидравлическое давление не передается.

Основные закономерности разрушения горных пород при бурении Факторы, оказывающие влияние на объемную работу разрушения: Вдавливание — Основной вид деформации, под действием которой породы в процессе бурения разрушаются. Первоначально порода уплотняется в непосредственной близости от площадки контакта. Затем, когда нагрузка достигает некоторого критического значения, в породе образуется конусообразная трещина, вершина которой обращена к вдавливаемому телу. При дальнейшем увеличении нагрузки трещина продолжает развиваться в глубину; при этом образуется система хаотически расположенных трещин, порода в вершине конуса раздавливается в порошок, передающий давление во все стороны. Под влиянием этого давления, порода продолжает разрушаться до образования лунки. Такая цикличность разрушения свойственна хрупким, прочным горным породам. В хрупких, но менее прочных горных породах разрушение также носит цикличный, но менее скачкообразный характер. Разрушение малопрочных пород носит плавный характер. Динамическое вдавливание (удары). Рассмотрим действие на породу. Исследованиями установлено, что в результате ударов, горные породы могут разрушаться при напряжениях, меньших, чем критические, соответствующих пределу прочности. Сам механизм разрушения аналогичен описанному выше. Число ударов по одному и тому же месту может быть значительным. С увеличением силы удара число их уменьшается, и при некотором значении силы разрушение наступает после первого же удара. Таким образом, горная порода может разрушаться как при действии статических, так и динамических нагрузок. Сила удара в процессе динамического разрушения зависит от нагрузки и скорости ее приложения. Эффект разрушения в значительной мере зависит от формы твердого тела , которым разрушают горную породу. Объемная работа разрушения при динамическом вдавливании в несколько раз выше, чем при статическом. Долото — основной инструмент разрушения горных пород при бурении нефтяных и газовых скважин. Долото проникает в породу и разрушает ее вследствие перемещения: 1) поступательного сверху вниз под действием нагрузки на долото, создаваемой массой нижней части колонны бурильных труб (эта нагрузка называется осевой нагрузкой); 2) вращательного, осуществляемого гидравлическим забойным двигателем, электробуром или ротором посредством бурильных труб. Горная порода разрушается долотом посредством резания, скалывания или дробления. При резании, осевая нагрузка действует непрерывно и ее можно считать статической. В процессе скалывания и дробления, приложенное усилие действует на забой прерывно, что вызывает дополнительные динамические нагрузки на забой (удары). Наибольшее распространение получили шарошечные долота, которые используют при бурении пород различной твердости (от мягких до самых крепких). Работа долот протекает в растворе или газе (в том случае, если в качестве бурового раствора применяется воздух или природный газ), содержащих обломки выбуренной породы. Шарошки долот вращаются вокруг своей оси и вокруг оси вращения бурильных труб (при роторном бурении) или вала гидравлического забойного двигателя (электробура). Вращаясь вокруг своих осей, шарошки попеременно упираются в забой то одним, то двумя зубьями (рис. 2. 1). Иначе говоря, шарошка при своем вращении то поднимается, то опускается, производя при этом частые удары по забою. Благодаря такому характеру перемещения, зубья шарошки оказывают на породу не только статическое, но и динамическое воздействие. В зависимости от формы шарошек и положения их осей относительно оси долота происходит или чистое дробление, или дробление со скалыванием.

Породо- разрушающий инструмент Породоразрушающийинструмент(ПРИ)предназначендляразрушениягорнойпородыназабоеприбурении скважины. По принципу разрушения породы весь. ПРИможноклассифицироватьследующимобразом: 1)ПРИрежуще-скалывающегодействия, предназначенныйдляразбуриваниявязкихипластичныхпород небольшойтвердости(вязкихглин, глинистыхсланцевидр. )ималоабразивных. ; 2)ПРИдробяще-скалывающегодействия, предназначенныедляразбуриваниянеабразивныхиабразивных породсреднейтвердости, твердых, крепкихиоченькрепкихпород; 3)ПРИистирающе-режущегодействия, предназначенныедлябурениявпородахсреднейтвердости, атакжепри чередованиивысокопластичныхмаловязкихпородспородамисреднейтвердостиидажетвердыми. По назначению весь. ПРИможноразделитьтакженатригруппы: 1)Длябурениясплошнымзабоем(безотборакерна)–буровыедолота; 2)Длябуренияпокольцевомузабою(сотборомкерна)–бурголовки; 3)Дляспециальныхработвпробуреннойскважине(выравниваниеирасширениествола)ивобсаднойколонне (разбуриваниецементногокамня)ит. д. ) По конструктивному исполнению ПРИделитсянатригруппы: 1)Лопастной; 2)Шарошечный; 3)Секторный. По материалу породоразрушающихэлементов, ПРИделитсяначетырегруппы: 1)Состальнымвооружением; 2)Ствердосплавнымвооружением; 3)Салмазнымвооружением; 4)Салмазно-твердосплавнымвооружением.

Трилапы3 свариваютмеждусобой. Наверхнемконцеконструкциинарезаназамковаяприсоединительнаярезьба. Каждаялапавнижнейчастизавершаетсяцапфой 5, на которойпроточеныбеговыедорожкиподшарикииролики. Нацапфечерезсистемуподшипников 6 устанавливаетсяшарошка 4 сбеговымидорожками. Телошарошки оснащенофрезерованнымистальнымизубьями 7, размещеннымиповенцам. Наторцесостороныприсоединительнойрезьбывыбиваютсяшифрдолота, егопорядковыйномер, годизготовления. Шарошечныедолотаизготавливаюткаксцентральной, такисбоковойсистемойпромывки. Налапахдолотасбоковойгидромониторнойсистемойпромывки выполненыспециальныеутолщения–приливы2 спромывочнымиканаламиигнездамидляустановкигидромониторныхнасадок(сечение. А-А). Прицентральнойпромывкезабоялучшеочищаютсяотшламацентрзабояивершинышарошек, шламбеспрепятственновыноситсявнаддолотнуюзону. Однакопривысокой скоростиуглубкизабоятрудноподвестикдолотунеобходимуюгидравлическуюмощность, требуемуюдлякачественнойочисткизабоя(перепаддавлениянадолотахс центральнойпромывкойнепревышает0, 5 -1, 5 МПа). Боковаягидромониторнаяпромывкаобеспечиваетлучшуюочисткунаиболеезашламованнойпериферийнойчастизабоя, позволяетподвестикдолотубольшуюгидравлическуюмощность(перепаддавлениянадолотахсгидромониторнойпромывкойдостигает5 -15 МПа). Однакомощныеструи буровогораствора, выходящиеизгидромониторныхнасадокэкранируюттранспортированиешламачерезпроемымеждусекциямидолота, поэтомучастьшламациркулирует некотороевремявзонедействияшарошекипереизмельчается, ачасть–транспортируетсявзазорахмеждустенкойскважиныиспинкамилап. Поэтомузачастуюпереходятна ассиметричнуюсистемупромывки, заглушаяоднуилидвегидромониторныенасадкидляповышенияпропускнойспособностиосновныхтранспортныхканаловдолота. Беговыедорожкицапфыишарошкиителакачениябезсепараторовсоставляютопорушарошки. Помимоподшипниковкаченияопораможетвключатьподшипникискольжения (антифрикционныевтулки)иторцевуюпяту(антифрикционныйдиск). Полостьопорызаполняетсяконсистентнойсмазкой. Опорышарошек–наиболееответственныеузлышарошечногодолота, стойкостькоторыхчащевсегоопределяетдолговечностьдолотавцелом. Опорывоспринимают радиальныеиосевыенагрузки(поотношениюкцапфе). Опорышарошеквзависимостиоттипоразмерадолотконструируютсяизразличныхсочетанийшариковыхироликовыхподшипниковкаченияиподшипниковскольжения. Шариковыеподшипникилегчеразместитьвограниченныхразмерахшарошки, онислабореагируютнавозможныеперекосыосейшарошекицапф. Однакоиз-за проскальзыванияшариковпобоковымдорожкамэтиподшипникибыстронагреваютсяи требуютинтенсивногоохлаждения. Роликовыеподшипникимогутвосприниматьбольшую, чемшариковыеподшипникинагрузку, нотруднеевписываютсявограниченныеразмерышарошек. Онивесьма чувствительныкперекосамосейшарошекицапфиприизносероликовнередкошарошкизаклиниваютсянацапфах. Подшипникискольженияспособнывосприниматьнаибольшиенагрузки. Однакоэффективныонитолькоприневысокихчастотахвращениядолота, когдатрущиеся поверхностишарошекицапфисоседнихподшипниковкачениясильноненагреваются. Вкаждойсистемеопоробязательноимеетсяодиншариковыйподшипник, называемыйзамковымрадиально-упорнымподшипникомдвухстороннегодействия. Онудерживает шарошкунацапфеивоспринимаетусилия, направленныевдольиперпендикулярнокосицапфы. Устанавливаетсяэтотподшипниквпоследнююочередь, через цилиндрическийканалвцапфе, затемвэтотканалвставляетсястержень(палец)иегонаружнаячастьприваетсяктелуцапфы. Подшипникишарошеквпроцессебурениясмазываютсяиохлаждаютсябуровымраствором, проникающимкнимпозазорумеждуоснованиемшарошкииупорной поверхностьювцапфе. Поэтомувбуровойраствордобавляютсяспециальныереагенты, улучшающиеегосмазочныесвойства. Прибуренииспродувкойскважинывоздухомусловияработыопоршарошекзначительноухудшаютсявследствиенедостаточноготеплоотводаоттрущихсядеталей подшипников. Поэтомувдолотах, предназначенныхдлябуренияспродувкойвоздухом, частьвоздухапоспециальнымканаламвлапахицапфахнаправляется непосредственновопорышарошек. Впоследниегодывсебольшееприменениенаходятдолотасгерметизированноймаслонаполненнойопорой, укоторыхспециальнаясмазкапоступаеткподшипникамиз эластичногобаллонапоимеющемусявлапеицапфеканалу. Проникновениюбуровогорастворавполостьтакойопорыиутечкесмазкипрепятствуетжесткаяуплотнительная манжета. Долговечностьтакихдолотприограниченнойчастотеоборотовнапорядокиболеепревосходитдолговечностьдолотсоткрытойопорой. Длябуренияскважинвабразивныхпородахразличнойтвердостисцельюповышениядолговечностивооруженияшарошкиоснащаютвставнымитвердосплавнымизубками (штырями). Такиедолотачастоназываютштыревыми. Вставныезубкизакрепляютсявтелешарошкиметодомпрессования. Длябурениявмалоабразивныхпородах, втеле стальнойшарошкифрезеруютсяпризматическиезубья, поверхностькоторыхупрочняетсятермохимическойобработкой. По. ГОСТ 20692 -75 «Долоташарошечные» предусматриваетсявыпускдолотдиаметром 76 -508 мм. трехразновидностей: одно-двух-итрехшарошечных. Наибольшийобъем бурениянефтяныхигазовыхскважинв. Западной. Сибириприходитсянатрехшарошечныедолотадиаметрами 190, 5; 215, 9; 269, 9; 295, 3 мм. Конструкция трехшарошечного долота

Тип долота Горные породы , для разбуривания которых предназначены долота М Самыемягкие, несцементированные, пластичные(наносы, мягкиеивязкиеглины, сланцы, мягкиеизвестняки) МЗ Мягкие, слабосцементированные, абразивные(песчаники, мергели) МС Мягкие, неабразивные, спропласткамипородсреднейтвердости(мелспропласткамислабосцементированныхпесчаников, каменнаясольспропластками ангидритов, глинистыесланцы) МСЗ Мягкие, слабосцементированные, абразивные, спропласткамипородсреднейтвердости(песчаноглинистыесланцы, плотныеглиныспропластками песчаников) С Пластичныеихрупкопластичныенеабразивные, среднейтвердости(плотныеглины, глинистыесланцы, известнякисреднейтвердости) СЗ Абразивные, среднейтвердости(песчаники, песчанистыесланцы) СТ Хрупкопластичные, среднейтвердости, спропласткамитвердыхпород(песчаникиспропласткамигипса, известнякиспропласткамигипса, ангидриты) Т Твердые, неабразивные(твердыеизвестняки, доломиты, доломитизированныеизвестняки) ТЗ Твердые, абразивные(окварцованныеизвестнякиидоломиты) ТК Твердые, спропласткамикрепких(твердыеизвестнякиспропласткамимелкокристаллическихизвестняковидоломитов) ТКЗ Абразивные, твердые, спропласткамикрепких(окремнелыеаргиллиты, твердыеизвестнякиидоломиты, мелкозернистыесильносцементированные песчаники) К Крепкие, абразивные(окремнелыемелкокристаллическиеизвестняки, доломиты, кварциты) ОК Оченькрепкие, абразивные(граниты, квациты, диабазы) Поматериалувооруженияшарошечныедолотаделятсянадвакласса: 1 класс–долотасфрезерованнымстальнымвооружениемдлябурениямалоабразивныхпород(М, МС, С, СТ, Т, ТК); 2 класс–долотасовставнымтвердосплавнымвооружениемдлябуренияабразивныхпород(МЗ, МСЗ, ТЗ, ТКЗ, К, ОК) Внастоящеевремядолотатипа. СТи. ТКневыпускаются. Порасположениюиконструкциипромывочныхилипродувочныхканаловшарошечныедолотаделятсяна: — сцентральнойпромывкой(Ц); — сбоковойгидромониторнойпромывкой(Г); — сцентральнойпродувкой(П); — сбоковойпродувкой(ПГ). Долотадлявысокооборотногобурения(частотаоборотовдолотаболее 400 вминуту)изготовляютсопораминаподшипникахкачения(В). Долотадлянизкооборотногобурения(частотаоборотовдолота 100 -400 вминуту)изготовляютсопораминаподшипникахкаченияиодномподшипникескольжения(Н). Долотадлябурениянапониженныхчастотах(частотаоборотовдолотанеболее 100 вминуту)изготовляютсопораминадвухиболееподшипникахскольженияи подшипникахкачения(А). Выпускаютсядолотасоткрытойопоройисуплотнительнымиманжетамиирезервуарамидлясмазки(У). Условное обозначение (шифр) долота : III– 215, 9 С-ГНУ 2354, где. III–трехшарошечное; 215, 9–номинальныйдиаметрдолота, мм; С-типдолота(длябуренияпородсреднейтвердости); Г-боковаягидромониторнаяпромывка; Н–опорадлянизкооборотногобурениянаодномподшипникескольжения; У–опорамаслонаполненнаясуплотнительнойманжетой; 2354–заводскойномердолота. Вмаркировкетрехшарошечныхдолотидолотсцентральнойпромывкойцифра. IIIибуква. Цнеуказывается. Типы и область применения шарошечных долот

Алмазныедолотапредназначеныдляразрушенияистиранием(микрорезанием)неабразивныхпородсреднейтвердостиитвёрдых. Алмазноедолотосостоитизстальногокорпусасприсоединительнойзамковойрезьбойифасоннойалмазонесущейголовки(матрицы). Матрицаразделенанасекторырадиальными(илиспиральными)промывочнымиканалами, которыесообщаютсясполостьювкорпусе долотачерезпромывочныеотверстия. Алмазонесущуюматрицуизготовляютметодомпрессованияиспеканиясмесиспециальноподобранныхпорошкообразныхтвердыхсплавов. Передпрессованиемвпресс-формепозаданнойсхемеразмещаюткристалликиприродныхилисинтетическихалмазов. Приоднослойном размещенииалмазовприменяюталмазыв 0, 05 -0, 4 карата(карат–единицаизмерениямассыалмазов: 1 каратравенпримерно 4, 5 мм). Диаметркристалласферическойформыв 1 каратравенпримерно 4, 5 мм. Длябурениявтвердыхпородахизготовляютдолотасобъемным размещениеммелких(менее 0, 02 карата)кристалловалмазавматрице(импрегнированныеалмазныедолота). Послеизготовлениядолота вылеталмазовнадрабочейповерхностьюматрицысоставляет0, 1 -0, 25 ихдиаметра. Диаметралмазныхдолотна 2 -3 ммменьшесоответствующихдиаметровшарошечныхдолот. Этовызваносозданиемусловийдляпереходак бурениюалмазнымидолотамипослешарошечных, укоторых, какправило, помереизносауменьшаетсядиаметр. Отраслевымстандартом. ОСТ 39. 026 -76 предусмотреновыпускатьалмазныедолотадиаметрамиот91, 4 до 292, 9 мм. Основнымидостоинствамиалмазныхдолотявляютсяхорошаяцентрируемостьихназабоеииформированиекруглогозабоя(вотличиеот треугольнойсокругленнымивершинамиформызабояприбурениишарошечнымидолотами). Существенныенедостаткиалмазныхдолот–этокрайненизкаямеханическаяскоростьбурения(максимальнаямеханическаяскоростьне привышает3 м/ч. Длясравнениямаксимальнаямеханическаяскоростьбуренияшарошечнымидолотамисоставилаоколо 120 м/ч), узкая областьприменения(исключаютсяабразивныепороды), атакжеповышенныетребованиякпредварительнойподготовкестволаизабоя скважиныипромывкескважинывпроцессебурения. Алмазные долота

Прибурениинефтяныхигазовыхскважинприменяюттрехлопастныедолота 3 Ли 3 ИР, атакжешестилопастные 6 ИР. Лопастноедолото 3 Л состоитизкорпуса, верхняячастькоторогоимеетниппельсзамковойрезьбойдляприсоединениякбурильнойколонне, итрехприваренныхк корпусудолоталопастей, расположенныхпоотношениюдругкдругуподуглом 120 градусов. Дляподводабуровогорастворакзабоюдолото снабженопромывочнымиотверстиями, расположеннымимеждулопастями. Лопастивыполненызаостреннымиислегканаклоннымикосидолотавнаправленииеговращения. Вэтойсвязипопринципуразрушения породыдолота 3 Лотносяткдолотамрежуще-скалывающегодействия, таккакподвлияниемнагрузкилопастиврезаютсявпороду, апод влияниемвращающегомоментаскалываютее. Долота 3 Лпредназначеныдлябурениявнеабразивныхмягкихпластичныхпородах(тип. М)идлябурениявнеабразивныхмягкихпородахс пропласткаминеабразивныхпородсреднейтвердости(тип. МС). Дляувеличенияизносостойкостидолотихлопастиукрепляют(армируют)твердымсплавом. Удолоттипа. Мвпрорезанныепоопределенной схемепазыналопастяхнаплавляютзернистыйтвердыйсплаврелитилопастьпокрываютчугуном, аудолоттипа. МСвпазыукладываюти припаиваюттвердосплавныепластинкиипокрываютлопастирелитом. Долота 3 Лвыпускаюткаксгидромониторныминасадками, такибез. Впоследнемслучаевыходныекромкипромывочныхканаловармируют релитом. Согласно. ОСТ 26 -02 -1282 -75 «Долоталопастные» предусмотренвыпускдолот3 Лдиаметромот120, 6 до 489, 9 мм. Долота 3 ИРвсравнениис3 Лимеютследующиеотличительныеособенности. Трилопастивыполненыпритупленными, анезаостреннымии привареныккорпусутак, чтоонисходятсянаосидолота, аненаклоненыкней. Лопастидолотаармируютсятакжекакиу3 Лтипа. МС, нос дополнительнымусилениемкромоклопастей, контактирующихсзабоемистенкойскважины, твердосплавнымизубками(штырями). Такаяособенностьвооруженияпозволяетдолоту3 ИРразрушатьпородурезаниемиистиранием(микрорезанием)абразивныхмягкихпородс пропласткамипородсреднейтвердости(тип. МСЗ). Отраслевымстандартом. ОСТ 26 -02 -1282 -75 предусмотреноизготовлениедолот3 ИРдиаметромот190, 5 до 269, 9 мм. Долота 6 ИРимеюттриосновныелопасти, предназначенныедляразрушенияпородыназабое, итридополнительныеукороченныелопасти, калибрующиестенкускважины. Основныелопастипритупленыисходятсянаосидолота. Дополнительныелопасти такжепритупленыирасположенымеждуосновнымилопастями. Этидолотаотносятсяктипу. С. Отраслевымстандартом. ОСТ 26 -02 -1282 -75 предусмотреноизготовлениедолот6 ИРдиаметромот139, 7 до 269, 9 мм. Несмотрянапростотуконструкциилопастныедолотаимеютрядсущественныхнедостатков: — интенсивныйизнослопастейвсвязиснепрерывнымконтактомрежущихикалибрующихстволскважины кромоклопастейдолотасзабоемистенкамискважины; -сужениестволаскважинывпроцессебуренияиз-заотносительнобыстройпотеридиаметрадолота; -относительновысокийкрутящиймоментнавращениедолота; -неудовлетворительнаяцентрируемостьназабое, приводящаякинтенсивномунепроизвольномуискривлению. Отмеченныенедостаткиобъясняютпричиныредкогоприменениялопастныхдолотвпрактикебурениянефтяныхи газовыхскважиндажеприразбуриваниимягкихпород. Лопастные долота

Особаяразновидностьдолотразработана. Институтомсверхтвердыхматериалов(ИСМ)–долотатипа. ИСМ. Долота. ИСМпредназначеныдля разрушениярезаниемиистиранием(микрорезанием)неабразивныхпородмягких(М), перемежающихсяпотвердости(МС)исредней твердости(С). Этидолотаимеютвооружениеизсверхтвердогокомпозиционногоматериала «Славутич» , всоставкотороговходятмелкокристаллические алмазыидробленныйкарбидвольфрама. Дляоснащениядолотприменяютцилиндрическиевставки(штыри)диаметром 8 -12 ммсплоскими илиполусферическимирабочимиторцами. Штыривкорпуседолотаприпаиваютвгнездах. Существуетдверазновидностидолот. ИСМпоконструкции: лопастнаяисекторная. Лопастнаяразновидностьаналогичнапоконструкции долоту6 ИР. Секторнаяразновидностьдолотасостоитизстальногокорпуса, торцеваяпрофильнаяповерхностькоторого, разделенанасекторы радиальнымипромывочнымиканалами. Штырямииз «Славутича» вооруженаторцеваяикалибрующаяповерхностидолота. Вылетштырей надповерхностьюсекторовсоставляет3 -5 мм. Накалибрующейповерхностиштыриутоплены. Прибурениивмягкихпородахштыриработаюткакрезцы, осуществляярезаниеискалывание. Вперемежающихсяпотвердостиипородах среднейтвердостиработаютзернаалмазов, разрушаяпородумикрорезанием. Присоединяютдолотокбурильнойколоннеприпомощизамковойрезьбы. Отраслевымстандартом. ОСТ 39026 -76 предусмотреновыпускатьдолота. ИСМдиаметрамиот91, 4 до 391, 3 мм. Преимуществамидолот. ИСМявляютсяихзначительнаяпроходканадолото, достигающая(присоблюденииусловийэксплуатации)нескольких сотенметровиотносительновысокаярейсоваяскорость. Кнедостаткамследуетотнестиузкуюобластьприменения(тольковнеабразивныхпорода. М, МСи. С)ивысокиймоментнавращениедолота, ограничивающийприменениезабойныхдвигателей. ДОЛОТАСПЕЦИАЛЬНОГОНАЗНАЧЕНИЯ Издолотэтойгруппынаиболеераспространеныпикообразныедолота–пикобуры. Этидолотаимеютзаостреннуюподуглом 90 градусовлопасть, поформенапоминающуюпику. Вооружениетвердосплавныепластиныиштыри. Поназначениювыпускаютпикобурыдвухтипов(по. ОСТ 26 -02 -1282 -75): -ПРдляпроработки(расширения)стволапробуреннойскважины; — ПЦдляразбуриванияцементногостакана, мостаиметаллическихдеталейвобсадной колоннепослееецементирования. Воизбежаниеповрежденияобсаднойколонныбоковыегранилопастиудолот. ПЦнеармируются твердымсплавом. Долота ИСМ, долота специального назначения

Буровой инструмент (инструмент отбора керна) Дляотборакернаиспользуетсяспециальныйпородоразрушающийинструмент–бурильныеголовки(ГОСТ 21210 -75)икерноприемные устройства(ГОСТ 21949 -76). Бурголовка , разрушаяпородупоперифериизабоя, оставляетвцентрескважиныколонкупороды(керн), поступающуюприуглублении скважиныв керноприемное устройство , состоящееизкорпусаикерноприемнойтрубы(керноприемника). Корпускерноприемногоустройстваслужитдлясоединениябурильнойголовкисбурильнойколонной, размещениякерноприемникаи защитыегоотмеханическихповреждений, атакжедляпропускабуровогорастворакпромывочнымканаламбурголовки. Керноприемникпредназначендляприемакерна, сохраненияегововремябуренияотмеханическихповрежденийигидроэрозионного воздействиябуровогораствораисохраненияприподъеменаповерхность. Длявыполненияэтихфункцийвнижнейчастикерноприемника устанавливаюткернорвателиикернодержатели, авверхуклапан, пропускающийчерезсебявытесняемыйизкерноприемникабуровой растворпризаполненииегокерном. Поспособуустановкикерноприемникавкорпусе. ГОСТ 21949 -76 «Устройствакерноприемные» предусматриваетизготовление керноприемныхустройствкакснесъемными, такисосъемнымикерноприемниками. Прибуренииснесъемнымикерноприемникамидляподъеманаповерхностьзаполненногокерномкерноприемниканеобходимо подниматьвсюбурильнуюколонну. Прибурениисосъемнымкерноприемникомбурильнаяколоннанеподнимается, Внутрьколоннынаканатеспускаетсяспециальный ловитель, спомощьюкоторогоизкерноприемногоустройстваизвлекаюткерноприемникиподнимаютегонаповерхность. Припомощиэтого желовителяпорожнийкерноприемникспускаютиустанавливаютвкорпусе. Внастоящеевремяразработанцелыйрядкерноприемныхустройствснесьемнымикерноприемниками «Недра» , «Кембрий» , «Силур» предназначенныхдляразличныхусловийотборакернаиимеющиханалогичную конструкцию. Длякерноприемныхустройствизготовляютшарошечные, алмазные, лопастныеи. ИСМбурголовки, предназначенныедлябурениявпородахразличнойтвердостииабразивности. ГОСТ 21210 -75 предусмотреновыпускатьшарошечныеилопастныебурильныеголовкидиаметрамиот76, 0 до 349, 2 мм. Примерусловногообозначениябурголовкидлякерноприемныхустройствбезсьемногокерноприемника(К) снаружнымдиаметром. Дн=212, 7, внутреннимдиаметром. Дв=80 ммдлябурениямягкихпород: К 212, 7/80 МГОСТ 21210 -75. Примерусловногообозначениябурголовкидлякерноприемныхустройствсосьемнымкерноприемником(КС) снаружнымдиаметром. Дн=187, 3, внутреннимдиаметром. Дв=40 ммдлябуренияабразивныхпородсредней твердости: КС 187, 3/40 СЗГОСТ 21210 -75.

Бурильнаяколонна(далее. БК)соединяетдолото(илизабойныйдвигательидолото)сназемнымоборудованием(вертлюгом). БКпредназначенадляследующихцелей: — передачивращенияотроторакдолоту; — восприятияреактивногомоментазабойногодвигателя; — подводабуровогорастворак. ПРИизабоюскважины; — созданиянагрузкинадолото; — подъемаиспускадолота; — проведениявспомогательныхработ(проработка, расширениеипромывкаскважины, испытание пластов, ловильныеработыит. д. ). БКсостоитиз: — свинченныхдругсдругомведущейтрубы4, — бурильныхтруб 8, — утяжеленныхбурильныхтруб(УБТ)12 и 13. — верхняячасть. БК, представленная: — ведущейтрубой 4, — присоединяетсяквертлюгу1 спомощьюверхнегопереводникаведущейтрубы3, — переводникавертлюга 2. Ведущаятрубаприсоединяетсякпервойбурильнойтрубе 8 спомощьюнижнегопереводникаведущей трубы5, предохранительногопереводника 6 имуфтыбурильногозамка 7. Бурильныетрубы8 свинчиваютсядругсдругомбурильнымизамками, состоящимиизмуфты7 бурильногозамкаиегониппеля 9 илисоединительнымимуфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваютсядругсдругомнепосредственно. Верхняя. УБТприсоединяетсякбурильнойтрубеспомощью переводника 11, анижняяпривинчиваетсячерезпереводник 14 кдолоту(прироторномбурении)иликзабойному двигателюсдолотом. Кроменазванныхвышеэлементоввкомпоновку. БКмогутвключатьсякалибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, промежуточныеопорыдля. УБТ, обратныеклапаны, фильтры, шламометаллоуловители, амортизаторы, протекторныекольца, средстванаклонно-направленногобурения, керноприемныеустройстваидругоеспециальное оборудование. ВЕДУЩИЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ Дляпередачивращения. БКотротораилиреактивногомоментаотзабойногодвигателякроторуприодновременном осевомперемещении. БКипередачебуровогораствораотвертлюгав. БКслужатведущиебурильныетрубы(ВБТ). — Прибурениинефтяныхигазовыхскважинприменяют. ВБТсборнойконструкции, состоящиеиз — квадратнойтолстостеннойштанги 2 спросверленнымканалом, верхнегоштанговогопереводника(ПШВ)1 с — левостороннейрезьбойинижнегоштанговогопереводника(ПШН)3 справостороннейрезьбой. Длязащитыотизносазамковойрезьбы. ПШН, подвергающейсямногократнымсвинчиваниямиразвинчиваниямпри наращивании. БКиспуско-подъемныхработах, на. ПШНдополнительнонавинчиваютпредохранительныйпереводник. — По. ТУ 14 -3 -126 -73 предусматриваетсявыпуск. ВБТсразмерамисторонквадратнойштанги 112 х112, 140 х140, 155 х155. Размерприсоединительнойрезьбы, соответственно, З-117(З-121; З-133); З-140(З-147); З-152(З-171). Квадратныештангидля. ВБТизготавливаютдлинойдо 16, 5 мизсталигрупппрочности. Ди. К(пределтекучести 373 и 490 МПа), апереводники. ПШНи. ПШВ–изсталимарки 40 ХН(спределомтекучести 735 МПа). Буровой инструмент (бурильная колонна) Состав бурильной колонны. Рис. 3. 11. Ведушиебурильныетрубы

СТАЛЬНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ Внастоящеевремявнефтегазовойпромышленностиширокоиспользуютсяследующиетипыбурильныхтруб: -стальныебурильныетрубыспривареннымизамками(ТБП); -легкосплавныебурильныетрубысборнойконструкции(ЛБТ). Бурильнаятрубасостоитизтрубнойзаготовкииприсоединительныхконцов(замковоймуфтыизамковогониппеля). Последниесоединяютсяструбнойзаготовкойлибопосредствомтрубной резьбы(профильпо. ГОСТ 631 -75)ипредставляютсобойбурильнуютрубусборнойконструкции, либопосредствомсварки. Длясвинчиваниявсвечинаприсоединительныхконцахнарезается замковаярезьбапо. ГОСТ 5286 -75(наниппеленаружная, намуфте–внутренняя). Дляувеличенияпрочностисоединенийконцытрубныхзаготовок «высаживают» , т. е. увеличиваюттолщинустенки. Стальныебурильныетрубыспривареннымизамкамипредназначеныпреимущественнодляроторногоспособабурения, нотакжеиспользуютсяиприбурениисзабойнымигидравлическими двигателями. ТБПвыпускаютвсоответствиес. ГОСТР 50278 -92 трехразновидностей: -ПВ–свнутреннейвысадкой»; -ПК–скомбинированнойвысадкой; -ПН-снаружнойвысадкой. Изготовляюттрубныезаготовкиизсталигрупппрочности. Д, Е, Л, М, Рс пределомтекучести, соответственно: 373, 530, 637, 735, 882 МПадлиной 12 м. Присоединительныеконцы–бурильныезамкиизготовляютпо. ГОСТ 27834 -95 изстали 40 ХН(пределтекучести 735 МПа)длятрубизсталигрупппрочности. Д, Е. Длятрубизсталигрупппрочности. Л, М, Рзамкиизготовляютсяизстали 40 ХМФА(пределтекучести 980 МПа). Основныепараметры. ТБП, наиболеераспространенныев. Западной. Сибири: -условныедиаметрытруб 114, 127, 140 мм( «условный» –означаетокругленныйдоцелогозначения); — -условнаятолщинастенки 9; 11, 13 мм — -типоразмерызамков. ЗП-159, ЗП-162, ЗП-178(где 159, 162, 178–наружныйдиаметрбурильногозамка), соответственнодлятрубсусловнымдиаметром 114, 127, 140; — -присоединительнаярезьба, соответственно, З-122; З-133; З-147; —средневзвешеннаямассаодногопогонногометратакихтрубприблизительноравна 32 кг. Условноеобозначениетрубыбурильнойскомбинированнойвысадкойипривареннымизамкамиусловнымдиаметром 127 ммиусловнойтолщинойстенки 9 ммизсталигруппыпрочности. Д: ПК-127 Х 9 ДГОСТР 50278 -92 ЛЕГКОСПЛАВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ Легкосплавныебурильныетрубы(ЛБТ)по. ГОСТ 23786 -79 применяютприбурениисиспользованиемзабойныхгидравлическихдвигателей. Низкаяплотностьматериала– 2, 78 г/смкуб. (устали 7, 85 г/смкуб)позволяетзначительнооблегчитьбурильнуюколоннубезпотеринеобходимойпрочности. Дляизготовлениятрубныхзаготовок. ЛБТиспользуетсядюраль. Д 16(сплавизсистемы «Алюминий-Медь-Магний» ), дляповышенияизносостойкостиупрочняемаятермообработкойиполучившаяшифр. Д 16 Т. Пределтекучести. Д 16 Тсоставляет330 Мпа. Бурильныезамкидля. ЛБТ изготовляютсогласно. ТУ 39 -0147016 -46 -93 изсталимарки 40 ХН(пределтекучести 735 МПа)облегченнойконструкции-ЗЛ Основныепараметры. ЛБТ, наиболеераспространенныев. Западной. Сибири: — условныедиаметрытруб 114, 129, 147 мм; — -условнаятолщинастенки 9; 11, 13, 15, 17 мм; — -типоразмерызамков. ЗЛ-140, ЗЛ-152, ЗЛ-172, (где 140, 152, 172, –наружныйдиаметрбурильногозамка), соответственнодлятрубсусловнымдиаметром 114, 129, 147; — присоединительнаярезьба, соответственно, З-121; З-133; З-147; -средневзвешеннаямассаодногопогонногометратакихтрубприблизительноравна 16 кг. Условноеобозначениетрубыбурильнойизсплава. Д 16 Тусловнымдиаметром 147 ммиусловнойтолщинойстенки 11 мм: Д 16 Т-147 Х 11 ГОСТ 23786 -79 Кромепониженноймассыу. ЛБТестьещеряддостоинств. Во-первых, наличиегладкойвнутреннейповерхности, чтоснижаетгидравлическиесопротивленияпримернона 20%посравнениюсо стальнымибурильнымитрубамиодинаковогосечения. Чистотавнутреннейповерхности. ЛБТдостигаетсяпрессованиемприизготовлении. Во-вторых, диамагнитность, чтопозволяетзенитныйуголи азимутскважинызамерятьинклинометрами, спускаемымивбурильнуюколонну. Однако. ЛБТимеютиряднедостатков: нельзяэксплуатировать. БКпритемпературахвыше 150 градусов. Цельсия, таккакпрочностныесвойства. Д 16 Тначинаютснижаться. Недопустимоих эксплуатироватьтакжевагрессивной(кислотнойилищелочнойсреде). Буровой инструмент (бурильная колонна) Рис. 3. 13. Легкосплавныебурильныетрубысборнойконструкции

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ Дляувеличениявесаижесткости. БКвеенижнейчастиустанавливают. УБТ, позволяющиеприотносительнонебольшойдлинесоздаватьчастьюихвесанеобходимуюнагрузкунадолото. Внастоящеевремянаиболееширокоиспользуютсяследующиетипы. УБТ: — -горячекатанные(УБТ), изготавливаемыепо. ТУ 14 -3 -385 -79; — -сбалансированные(УБТС), изготавливаемыепо. ТУ 51 -744 -77. УБТэтихтиповимеютаналогичнуюбеззамковую(отсутствуютотдельныеприсоединительныеконцы)толстостеннуюконструкциюипоставляютсявкомплекте. Комплект. УБТимеетодну наддолотнуютрубусдвумямуфтовымиконцами, аостальные–промежуточные(верхнийконецмуфтоваярезьба, нижний–ниппельная). Горячекатанные. УБТвыполняютсягладкимиповсейдлине. Наверхнемконце. УБТСвыполняетсяконуснаяпроточкадлялучшегозахватаклиньямиприспуско-подьемныхработах. Горячекатанные. УБТиспользуютсяпреимущественноприбурениисзабойнымигидравлическимидвигателями. Ихизготовляютизсталейгруппыпрочности. Ди. К(пределтекучести 373 и 490 МПа)методомпрокатки, чтообуславливаетихнедостаточнуюпрочность, особенноврезьбовыхсоединениях. Крометогоониимеютзначительныедопускинакривизну, разностенностьиовальность. Привращении. УБТэтоприводиткбиению. БКизначительнымусталостнымперегрузкам. Основныепараметры. УБТ, наиболеераспространенныев. Западной. Сибири: — -номинальныенаружныедиаметрытруб 146, 178, 203 мм; — -номинальныйдиаметрпромывочногоканала 74; 90, 100 мм; — длинатруб, соответственно, 8, 0; 12, 0 м; — присоединительнаярезьба, соответственно, З-121; З-147; З-171; -массаодногопогонногометратакихтрубравна, соответственно, 97, 6; 145, 4; 193 кг. Условноеобозначение. УБТнаружнымдиаметром 178 ммидиаметромпромывочногоканала 90 ммизсталигруппыпрочности. Д: УБТ 178 х90 ДТУ 14 -3 -385 -79 Сбалансированные. УБТиспользуютпреимущественноприроторномспособебурения. УБТСизготовляютизсталеймарки 38 ХН 3 МФА(пределтекучести 735 МПа)и 40 ХН 2 МА(предел текучести 637 МПа). Каналутакихтрубпросверлен, чтообеспечиваетегопрямолинейность, анаружнаяповерхностьподвергнутамеханическойобработке, чтообеспечиваетравнуютолщинустенки икруглоесечение. Обкаткарезьбыроликамииеефосфатирование, термическаяобработкаконцевой(0, 8 -1, 2 м)поверхноститрубзначительноповышаютихпрочностныепоказатели. Основныепараметры. УБТС, наиболеераспространенныев. Западной. Сибири: — -номинальныенаружныедиаметрытруб 178, 203, 229 мм; — -номинальныйдиаметрпромывочногоканала 80; 80, 90 мм; — длинатруб 6, 5 м; — присоединительнаярезьба, соответственно, З-147; З-161; З-171; -массаодногопогонногометратакихтрубравна, соответственно, 156; 214, 6; 273, 4 кг. Условноеобозначение. УБТСнаружнымдиаметром 178 ммсприсоединительнойзамковойрезьбой. З-147: УБТС 2178/З-147 ТУ 51 -774 -77 ПЕРЕВОДНИКИ Переводникипредназначеныдлясоединенияэлементов. БКсрезьбамиразличныхтиповиразмеров. Переводникисогласно. ГОСТ 7360 -82 разделяютсянатритипа. : 1) Переводникипереходные(ПП), предназначенныедляпереходаотрезьбыодногоразмеракрезьбедругого. ППимеющиезамковуюрезьбуодногоразмераназываются предохранительными. 2) Переводникимуфтовые(ПМ)длясоединенияэлементов. БК, расположенныхдругкдругуниппелями. 3) Переводникиниппельные(ПН)длясоединенияэлементов. БК, расположенныхдругкдругумуфтами. Переводникикаждоготипаизготовляютсзамковойрезьбойкакправого, такилевогонаправлениянарезки. Резьбадолжнасоответствовать. ГОСТ 5286 -75 длябурильныхзамков. ГОСТ 7360 -82 предусматриваетизготовление 90 типоразмеровпереводников, которыеохватываютпрактическивсенеобходимыеслучаиихприменения. Примерусловногообозначенияпереводникатипа. ППсрезьбамимуфтовой. З-147, ниппельной. З-171: П-147/171 ГОСТ 7360 -82 Тоже, нослевойрезьбой: П-147/171–ЛГОСТ 7360 -82 Переводникиизготовляютсяизсталимарки 40 ХН(пределтекучести 735 МПа). Буровой инструмент (бурильная колонна) аа в б

СПЕЦИАЛЬНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Калибраторы служатдлявыравниваниястенокскважиныиустанавливаютсянепосредственнонаддолотом. Используютсякаклопастные калибраторыспрямыми(К), спиральными(КС)инаклоннымилопастями(СТ), такишарошечные. Диаметрыкалибратораидолотадолжны бытьравны. Материалвооружения–твердыйсплав(К, КС), алмазы(СТ), «Славутич» (КС). Центраторы предназначеныдляобеспечениясовмещенияоси. БКсосьюскважинывместахихустановки. Стабилизаторы , имеющиедлинувнесколькоразбольшуюпосравнениюсдлинойцентраторов, созданыдлястабилизациизенитногоугла скважины. Фильтр служитдляочисткибуровогораствораотпримесей, попавшихвциркуляционнуюсистему. Устанавливаетсяфильтрмеждуведущей ибурильнымитрубами. Основнойэлементфильтра–перфорированныйпатрубок, вкоторомзадерживаютсяпримесииприочередномподъеме БКудаляются. Применениефильтраособеннонеобходимоприбурениисзабойнымигидравлическимидвигателями. Обратный клапан устанавливаютвверхнейчастибурильнойколонныдляпредотвращениявыбросапластовогофлюидачерезполость. БК. Кольца-протекторы устанавливаютна. БКдлязащитыотизносакондуктора, техническойколоны, бурильныхтрубиихсоединительных элементоввпроцессебуренияиспуско-подъемныхопераций. УСЛОВИЯ РАБОТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Условияработы. БКприроторномспособебуренияиприбурениисзабойнымидвигателямиразличны. Прироторномбурении. БК, передающаявращениеотроторакдолотуинагрузкунадолото, испытываетдействиерядасил. Верхняячасть. БК поддействиемсилсобственноговесаиперепададавлениявпромывочныхотверстияхдолотанаходитсяврастянутом, анижняя, воспринимающаяреакциюзабоя-всжатомсостоянии. Следовательно, в. БКимеетсясечение, вкоторомотсутствуютосевыерастягивающиеи сжимающиесилы. Вышеэтогосечениядействуютнапряжениярастяжения, возрастающиеквертлюгу, аниженего–напряжениясжатия, увеличивающиесякдолоту. Передаваемый. БКвращающиймоментприводитквозникновениювнейнапряженийкручения, авращениеколоннысопределеннойчастотой порождаетцентробежныесилыи, следовательно, изгибающиенапряжения. Первыеуменьшаютсяотвертлюгакдолоту, авторыеимеют максимальноезначениевнижнейчасти. БК. Одновременноедействиена. БКперечисленныхвышесилосложняетусловияееработыпри роторномспособебурения. Прибурениисзабойнымидвигателями. БКневращаетсяииспытываетвосновномврастянутойисжатойчастяхколоннысоответственно напряжениярастяженияисжатия. Изгибающиенагрузки, возникающиеприпотересжатойчастьюпрямолинейнойформыневелики. Незначителениреактивныймомент забойногодвигателя, ипоэтомукасательныенапряжения. действующиена. БКвнаправленииквертлюгу, недостигаютопасныхзначений. Аварииприроторномбурениипроисходят, восновном, из-заполомок. БКпопричинеусталостногоизносарезьб, сварочногошва, материала трубнойчастииприсоединительныхэлементов. Аварииприбурениисзабойнымидвигателямипроисходят, восновном, из-заприхватов , неподвижнолежащейнастенкескважины. БК, иразмыварезьбовыхсоединенийистеноктруб. Буровой инструмент (бурильная колонна)

Прибурениинефтяныхигазовыхскважинприменяютгидравлическиеиэлектрическиезабойныедвигатели, преобразующиесоответственногидравлическуюэнергиюбуровогораствораи электрическуюэнергиювмеханическуюнавыходномвалудвигателя. Гидравлическиезабойныедвигателивыпускаютгидродинамическогоигидростатическоготипов. Первыеизнихназывают турбобурами, авторые–винтовымизабойнымидвигателями. Электрическиезабойныедвигателиполучилинаименованиеэлектробуров. Турбобур представляетсобоймногоступенчатуюгидравлическуютурбину, квалукоторойнепосредственноиличерезредукторприсоединяетсядолото. Каждаяступеньтурбинысостоитиздискастатораидискаротора. Встаторе, жесткосоединенномскорпусомтурбобура, потокбуровогораствораменяетсвоенаправлениеипоступаетвротор, гдеотдаетчастьсвоейгидравлическоймощностинавращениелопаток ротораотносительнооситурбины. Приэтомналопаткахстаторасоздаетсяреактивныйвращающиймомент, равныйповеличинеипротивоположныйпонаправлениювращающемумоментуротора. Перетекаяизступенивступеньбуровойрастворотдаетчастьсвоейгидравлическоймощностикаждойступени. Врезультатевращающиемоментывсехступенейсуммируютсянавалутурбобураи передаютсядолоту. Создаваемыйприэтомвстаторахреактивныймоментвоспринимаетсякорпусомтурбобураи. БК. Работатурбиныхарактеризуетсячастотойвращениявалаn, вращающиммоментомнавалу. М, мощностью. N, перепадомдавления. DРикоэфициентомполезногодействияh. Какпоказалистендовыеиспытаниятурбины, зависимостьмоментаотчастотывращенияроторапочтипрямолинейная. Следовательно, чембольшеn, темменьше. М, инаоборот. Вэтойсвязиразличаютдварежимаработытурбины: 1. тормозной , когдаn=0, а. Мдостигаетмаксимальногозначения, 2. холостой , когдаnдостигаетмаксимального, а. М=0. Впервомслучаенеобходимоквалутурбиныприложитьтакуюнагрузку, чтобыеговращениепрекратилось, авовтором–совершенноснятьнагрузку. Максимальноезначениемощностидостигаетсяпричастотевращениятурбиныn=n 0. Режим, прикотороммощностьтурбиныдостигаетмаксимальногозначенияназываетсяэкстремальным. Всетехническиехарактеристикитурбобуровдаютсядлязначенийэкстремальногорежима. В этомрежимеработатурбобуранаиболееустойчива, таккакнебольшоеизменениенагрузкинавалтурбинынеприводитксильномуизменениюnи, следовательно, квозникновениювибраций, нарушающихработутурбобура. Режим, прикоторомкоэффициентполезногодействияhтурбиныдостигаетмаксимальногозначенияназываетсяоптимальным. Приработенаоптимальномрежиме, т. е. приоднойопределеннойчастотевращенияроторатурбиныдляданногорасходабуровогораствора. Q, потеринапоранапреодолениегидравлическихсопротивленийвтурбине. DРминимальны. Привыборепрофилялопатоктурбиныстремятсянайтитакоеконструктивноерешение, чтобыприработетурбиныкривыемаксимальных значений. Nиhрасполагалисьблизкодругкдругу. Линиядавления. DРтакихтурбинрасполагаетсяпочтисимметричноотносительновертикали, накоторойлежитмаксимуммощности. Такимобразом, припостоянномрасходебуровогораствора. Qпараметрыхарактеристикитурбиныопределяютсячастотойвращенияееротораn, з зависящейотнагрузкинавалтурбины(надолото). Приизменениирасходабуровогораствора. Qпараметрыхарактеристикитурбиныизменяютсясовершенноподругому. Параметрыхарактеристикитурбиныизменяютсятакжепропорциональноизменениюплотностибуровогораствораr. Частотавращенияроторатурбиныnотизмененияплотностиrнезависит. ГОСТ 26673 -90 предусматриваетизготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров. Турбобуры. ТБприменяютсяприбурениивертикальныхинаклонныхскважинмалойисреднейглубиныбезгидромониторныхдолот. Применениегидромониторныхдолотневозможнопотем причинам, чточерезнижнююрадиальнуюопору(ниппель)дажепринезначительномперепадедавленияпротекает10– 25%буровогораствора. Значительноеснижениепотерьбуровогорастворадостигаетсявтурбобурах, нижняясекциякоторых, названнаяшпинделем, укомплектованамногоряднойосевойопоройирадиальнымиопорами, а турбиннеимеет. Присоединяетсясекцияшпинделькодной(прибурениинеглубокихскважин), двумилитрёмпоследовательносоединённымтурбиннымсекциям. Потокбуровогораствора, пройдятурбинныесекции, поступаетвсекцию–шпиндель, гдеосновнаяегочастьнаправляетсявовнутрьвалашпинделяидалеекдолоту, анезначительнаячасть–к опорамшпинделя, смазываятрущиесяповерхностидисковпятыиподпятников, втулоксреднихопорисреднихопор. Благодарянепроточнойконструкцииопориналичиюуплотненийвала, значительноуменьшеныпотерибуровогорастворачереззазормеждуваломшпинделяиниппелем. Длябурениянаклонно–направленныхскважинразработанышпиндельные турбобуры – отклонители типа. ТО. Турбобур–отклонительсостоитизтурбиннойсекциииукороченногошпинделя. Корпусатурбиннойсекцииишпинделясоединеныкривымпереводником. Длябурениясотборомкернапредназначеныколонковыетурбобурытипа. КТД, имеющиеполыйвал, ккоторомучерезпереводникприсоединяетсябурильнаяголовка. Внутрипологовала размещаетсясъёмныйкерноприёмник. Верхняячастькерноприёмникаснабженаголовкойсбуртомдлязахватаеголовителем, анижняя–кернорвателем, вмонтированнымвпереводник. Для выходабуровогораствора, вытесняемогоизкерноприёмникапомерезаполненияегокерном, вблизиверхнейчастикерноприёмникаимеютсярадиальнорасположенныеотверстиявегостенке, а нескольконижеих–клапанныйузел. Последнийпредотвращаетпопаданиевыбуреннойпородывнутрькерноприёмника, когдаоннезаполняетсякерном, ивэтовремяклапанзакрыт. Керноприёмникподвешаннаопоре, установленноймеждупереводникомк. БКираспорнойвтулкой. Поддействиемгидравлическогоусилия, возникающегоотперепададавлениявтурбобуреи долоте, исилсобственноговеса, керноприёмникприжимаетсякопореивовремяработытурбобураневращается. Забойные двигатели. Турбобур

Рабочиморганомвинтового забойногодвигателя (ВЗД) являетсявинтоваяпара: статори ротор. Статорпредставляетсобойметаллическую трубу, к внутреннейповерхности которойпривулканизированарезиноваяобкладка, имеющая 10 винтовыхзубьевлевогонаправления, обращённыхкротору. Роторвыполненизвысоколегированнойсталисдевятьювинтовымизубьямилевогонаправленияирасположенотносительноосистатораэксцентрично Кинематическое отношение винтовой пары 9: 10 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 осуществляетсярабочийпроцессдвигателя. Вращающиймоментотроторапередаётсяспомощьюдвухшарнирногосоединениянавалшпинделя, укомплектованногомногоряднойосевойшаровойопоройирадиальными резино–металлическимиопорами. Квалушпинделяприсоединяетсядолото. Уплотнениеваладостигаетсяспомощьюторцевыхсальников. ВЗДизготовляютсогласно. ТУ 39 -1230 -87. Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая. По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, ачастотавращенияваладвигателяснижаетсявначаленезначительно, априторможении–резко. Зависимостиизменениямощностидвигателяи. К. П. Д. отмомента. М имеютмаксимумы. Когдадвигательработаетсмаксимальным, режимназываютоптимальным, асмаксимальноймощностью–экстремальным. Увеличениенагрузкинадолото последостиженияэкстремальногорежимаработыдвигателяприводиткторможениюваладвигателяикрезкомуухудшениюегохарактеристики. Неэффективныинагрузкинадолото, прикоторыхмомент, развиваемыйдвигателем, меньшемомента, обеспечивающегооптимальныйрежимегоработы. Характеризмененияотмомента. Мприлюбомрасходебуровогораствораостаётсяпримерноодинаковым. Значенияприувеличениирастутпочтилинейно, -несколькоуменьшается, авозрастаетпозависимости, близкойкквадратичной. ТЕХНИЧЕСКИЕХАРАКТЕРИСТИКИГИДРАВЛИЧЕСКИХЗАБОЙНЫХДВИГАТЕЛЕЙ Птр ТБ-172 ТБ-195 ТШ-195 М 1 ТШ-240 Д 1 -195 Расходрабочейжидкости, л/с 25 -28 45 -50 24 -30 32 -34 25 -35 Перепаддавления, МПа 2, 85 -3, 5 2, 9 -3, 6 6, 5 -10 5, 5 -6, 2 3, 9 -4, 9 Частотавращениявала, об/с 10, 5 -11, 7 9, 7 -10, 8 9, 3 -11, 7 7, 4 -7, 8 1, 33 -1, 83 Крутящиймомент, Н*м 559 -687 714 -882 1961 -1060 2648 -2991 3138 -3726 Присоединительнаярезьбадолото/БК З-117/147 З-152/171 З-117/147 Диаметр, мм 172 195 240 195 Длина, мм 7940 8060 25870 23225 7700 Масса, кг 1057 1440 4745 5975 1350 Забойные двигатели. Винтовой ЗД Ось статор а Ось ротора

Буровые установки. Классификация и основные параметры. Буровая вышка Бурениескважиносуществляетсяспомощьюбуровыхустановок, оборудованияиинструмента. Буроваяустановка–этокомплексназемногооборудования, необходимыйдлявыполненияоперацийпопроводкескважин. Всоставбуровойустановкивходит: • Буровая вышка Этосооружениенадскважинойдляпроведения. СПО, размещениябурильныхсвечей, служитосновойдляразмещенияимонтажабуровогооборудования Различаютдватипавышек башенные и мачтовые. Ихизготавливаютизтрубилипрокатнойстали. Башеннаявышкапредставляетсобойправильнуюусеченнуючетырехграннуюпирамидурешетчатойконструкции. Башеннаявышкасостоит: — ног — ворота — балконверховогорабочего — подкронблочнаябалка — козлы — поперечныепояса — стяжки — маршевыелестницы Вышкимачтовоготипабываютодноопорныеидвухопорные(А–образные). Последниенаиболеераспространены. Вконструкциюмачтовойвышки. А–образноготипавходит: — подъемнаястойка — секциимачты — пожарнаялестница — монтажныекозлыдляремонтакронблока — подкронблочнаярама — растяжки — оттяжки — тоннельныелестницы — балконверхового — предохранительныйпояс — маршевыелестницы — шарнир А–образныевышкиболеетрудоемкивизготовленииименееустойчивы, ноихпрощеперевозитьсместанаместоипроизводитьмонтаж/демонтаж Основные параметры вышки –грузоподъемность, высота, емкость «магазина» , длинаразмещаемойсвечи, массавышки. Классификациябуровыхустановокопределена. ГОСТ 16293 -82, которыйпредусматриваетдваосновныхпараметра: нагрузканакрюке, допустимаявпроцессебуренияикрепленияскважини условнаяглубинабуренияскважиныпримассе 1 мбурильнойколонны30 кг. Стандартомпредусмотреноприменениевбурениисвечейдлиной 25 или 27 м. Грузоподъемностьвышки–этопредельнодопустимаявертикальнаястатическаянагрузка, котораянедолжнабытьпревышенавпроцессевсегоциклапроводкискважины. Наибольшеераспространениевпоследниегодыполучилиустановкиуниверсальноймонтажеспособности(буква»У»вшифре), которыеболеемобильныпримонтажно-демонтажныхработах. В большинствебуровыхустановоксдизельнымприводомприменяютсягидротрансформаторы(буква»Г»вшифре), чтоимеетнемаловажноезначениедляувеличениягибкостииприемистости групповыхприводов. Вусловияхзаболоченнойместности. Западной. Сибиринаиболееширокоприменяютсяустановкидлякустовогобурения. Прикустовомметодеразбуриванияместорождений установкимонтируютсянанасыпныхостровах, скоторыхбурят8 -16 иболеенаклонныхскважин. Отходпогоризонталиотцентракустадозабояскважинынаглубине 3000 мдостигает1500 м. Буроваяустановкадлякустовогобуренияобычносостоитиздвухблоков: передвигаемыхпериодическивышечно-лебедочногоинасосного. Наибольшеераспространениевкустовомбурении получилаустановка. БУ-3000 ЭУК(сэлектроприводом, универсальноймонтажеспособностидлякустовогобурения. . Установкасостоитиздвухкрупных(вышечно-лебедочногоинасосного)итрех мелкихблоков(компрессорного, электроблокаиэнергоблока). Оборудованиевышечно-лебедочногоблокарасположеновтрехуровнях. Наотметке 7. 2 мнастилаетсяполбуровой. Наэтомже уровнесмонтированыротор, поворотныйкран, вспомогательнаялебедка, автоматическийбуровойключ, механизмкреплениянеподвижногоконцаканата, пневмораскрепительипульт бурильщика. Буроваялебедка. ЛБУ-800 расположенанаотметке 4. 2 м, аееосновнойивспомогательныйприводынаходятсянаотметке 3. 9 м. Притакомрасположенииоборудованияуменьшается общаямассаблока, повышаетсяегоустойчивостьизначительноснижаетсятрудоемкостьпримонтажныхидемонтажныхработах. «А»-образнаявышкасобираетсяизотдельныхсекцийв горизонтальномположениииспомощьюспециальногоустройстваподнимаетсяврабочеевертикальноеположение. Вышечно-лебедочныйблокимеетметаллическоесборно-разборноеукрытие. Установкаможеттранспортироватьсяилиспомощьютяжеловозов. ТГ-60 илиспомощьюгидроцилиндрапорельсамвпределахкуста. Всебуровыеустановкиподразделенына 11 классов, дляглубокогоразведочногоиэксплуатационногобурения. Классбуровойустановкиподбираетсяпоусловнойглубинебуренияскважинпри массе 1 мбурильнойколонны30 кг, поэтомуприменяютсябурильныетрубы, выполненныеизлегкосплавныематериалов(ЛБТ).

Буровые установки. Классификация и основные параметры. Оборудование для СПО Спускоподъёмный комплекс буровой установки ( рис. ) представляет собой полиспастный механизм, состоящий из: — кронблока 4, — талевого (подвижного) блока 2, — стального каната 3, — буровой лебёдки 6, — механизма 7 крепления неподвижного конца каната, — крюка 1, — вышки 5. Талевая (полиспастовая) система или оснастка буровых установок предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебёдки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка, к которому крепится бурильная колонна, и уменьшения нагрузки на ветви каната. В зависимости от типа буровой установки и глубины скважины применяют оснастку: 3 х4, 4 х5, 5 х6, 6 x 7. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Подвижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б – через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъёмный крюк объединены в один механизм – крюкоблок. В процессе бурения крюкоблок соединен с вертлюгом, а при выполнении спуско-подъемных операций — с элеватором. Буровая лебёдка предназначена для выполнения следующих операций технологического процесса строительства скважин: • спуск и подъём буровых труб. • спуск обсадных труб. • подача инструмента на забой. • передача вращения ротору при отсутствии индивидуального привода ротора. • придание ускорения инструменту (ударному долоту, желонке и т. д. ). • аварийный подъём инструмента. • Удержания на весу бурильного инструмента. • Подъема мачты в процессе монтажа буровой установки. Для механизации операций по свинчиванию и развенчиванию замковых соединений бурильной колонны применяются буровые ключи АКБ – 3 М, ПБК – 1, механический ключ УМК, пневматический клиновой захват ПКР – 560 для захвата и удержания на весу бурильных или обсадных труб.

Буровые установки. Наземное оборудование Ротор предназначен для вращения бурильного инструмента и поддержания колонны бурильных труб при бурении скважины. При этом для возможности вращения бурильного инструмента используется вертлюг. СВП объединяет в себе функции ротора и вертлюга. Буровой насос применяется с целью обеспечения циркуляции бурового раствора в скважине. Для промывки используется высокое давление, которое создаёт этот насос. Буровой насос бывает двух-и трёхцилиндровый. Основное предназначение бурового насоса — это обеспечить циркуляцию бурового шлама и предотвратить его оседание в процессе бурения, а также подъём разбуриваемой породы на поверхность, создания гидромониторного эффекта при бурении струйными долотами, приведения в действие забойных гидравлических двигателей. Буровой насос очищает забой и скважину от породы. . Вертлюг — обеспечивает свободное вращение буровой колонны с одновременным подводом промывочной жидкости в неё. Вертлюг устанавливается между талевой системой и буровым инструментом и предотвращает скручивание каната. Также вертлюг поддерживает вес бурильной колонны. Существует три типа вертлюгов: 1. Вертлюг буровой представляет собой связующее звено двух частей механизма (или звеньев цепи), позволяющее каждой из них вращаться вокруг своей оси. 2. Вертлюг промывочный предназначен для подачи промывочной жидкости от насоса к забою скважины и обеспечения возможности вращения труб при ремонтных работах в нефтяных, газовых скважинах. 3. Силовой вертлюг используется для капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, включая зарезку боковых стволов. Обеспечивает высокую эффективность и безопасность работ на основе применения технологии верхнего привода. Система циркуляции бурового раствора (ЦС) представляет собой комплекс механизмов и оборудования, входящий в состав буровой установки и предназначена: • для приготовления бурового раствора заданной плотности, состава и качества. • для очистки бурового раствора от выбуренной породы. • хранения запаса бурового раствора. • дегазации бурового раствора (при необходимости). • химической обработки бурового раствора. • долива и подачи раствора в скважину. • удаления шлама. Комплекс ЦС включает следующее оборудование для очистки промывочной жидкости — вибросито, пескоотделитель, илоотделитель, центрифугу и дегазатор, которые, имея различную степень очистки бурового раствора, позволяют подготовить шлам к утилизации.

Осложнения и аварии при бурении. Нефте- газо- водопроявления. 1. Еслипластовоедавлениевышедавлениябуровогораствора, заполняющегоскважину, пластовыефлюидысогромнойсилой выбрасываетжидкостьизскважины-возникаетгазовый, аиногдаинефтянойфонтан. Этоявлениенарушаетнормальныйпроцесс бурения, влечетзасобойпорчуоборудования, аиногдаипожар. Врезультате, происходитвыбросбуровогораствора, апотом, газа, водыилинефти. Получаетсягазовый, водянойилинефтянойфонтан. 2. Выбросыбываютнетольковрезультатепроникновениягазавскважинуподпревышающимпластовымдавлением. Газможет постепеннопроникатьврастворввидемельчайшихпузырьковчерезплохозаглинизированныестенкискважиныиливместес выбуреннойпородой. Особенносильнорастворнасыщаетсягазомвовремядлительныхперерывоввбурении. Пузырькигазаназабое скважинынаходятсяподсильнымдавлением, отчегогазсильносжат, аразмерыпузырьковчрезвычайномалы. Прициркуляции глинистыйрастворподнимаетсявверхивыноситссобойпузырькигаза, приэтом, чемвышеониподнимаются, темменьше становитсядавлениенанихитембольшеониувеличиваютсявразмерах. Наконец, пузырькистановятсянастолькокрупными, что занимаютбольшуючастьобъемараствора, иплотностьегозначительноуменьшается. Весстолбауженеможетпротивостоять давлениюгаза, ипроисходитвыброс. Постепеннопросачиваясьвскважину, водаинефтьтакжеуменьшаютплотностьраствора, в результатечеговозможнывыбросы. 3. Выбросымогутвозникатьиприпониженииуровнябуровогорастворавскважине, котороепроисходитиливследствиепотери циркуляции, илижевовремяподъематрубвслучаенедоливаскважины. Признаки начала проявлений следующие: а)выходнаповерхностьпривосстановлениициркуляциипачекглинистогораствора, насыщенногогазом; б)кипениевскважинеприограниченномпоступленииизпластовгаза, чтоможетнаблюдатьсявслучаенезначительныхвеличин вязкостиистатическогонапряжениясдвигаглинистогораствора; в)слабыйпереливраствораизскважины; г)повышениеуровняжидкостивприемныхемкостяхбуровыхнасосов(бездобавленияжидкостивциркуляционнуюсистему); д)появлениегазапопоказаниямгазокаротажнойстанции. Вслучаях, указанныхвыше, следуетусилитьпромывкускважины, приостановитьбурениеилиспуско-подъемдоособого распоряженияиодновременнопринятьмерыкдегазациираствора. Чтобыпредотвратитьвыброс, гидростатическоедавлениестолбажидкостивскважинедолжнобытьна 5 -15%вышепластового, в зависимостиотглубиныскважины. Избыточноедавлениенапластдостигаетсяприменениемутяжеленныхглинистыхрастворов. При утяжеленииглинистогораствораобращаютвниманиенавязкость, сохраняяееповозможностиминимальной. Однаконельзяограничиватьсятолькоутяжелениемглинистогорастворакакмеройборьбысвыбросамигаза, нефтиилиинтенсивным переливомводы, таккаквыбросможетбытьнеожиданнымилиначатьсядовольнобурновчрезвычайнокороткийотрезоквремени, а утяжелениерастворов-операциядлительная.

Буровые установки. Противовыбросовое оборудование Дляпредотвращенияуженачавшегосявыбросанеобходимонемедленнозакрыть скважину, чтолегкоосуществить, еслиееустьегерметизированоспециальным противовыбросовымоборудованием. Противовыбросовоеоборудованиедлягерметизацииустьяскважинустанавливаетсянаколонномфланце кондуктораисостоитизпревенторов, переходныхфланцевыхкатушек, задвижек, колонныхголовокидругойспециальнойарматуры. Превенторыизготовляютсянесколькихтипов. Прииспользовании плашечных превенторов, скважиныперекрываются сдвигающимисякцентруплашками, выполненнымиизспециальнойрезиныс металлическойарматурой. Какправило, наустьескважиныустанавливаетсядва превентора, оснащенныхплашками, соответствующиминаружномудиаметрутруб, которыенаходятсявскважине. Глухиеплашкиустанавливаютсяпомере необходимостиперекрытиявсегосеченияскважины. Закрыватьплашкиможнокак ручнымспособомприпомощиштурвала, такиспомощьюгидравлическогоили электрическогоприводов. Конструкцияплашеквыполненатакимобразом, чтоза счетдавления, возникающеговнутрискважины, образуетсядополнительноеусилие, способствующееещебольшемууплотнению. В универсальных превенторах стволскважиныперекрываетсяспециальным резиновымуплотнением, смонтированнымвкорпусе. Воткрытомсостоянии уплотнениеобеспечиваетпрохождениедолота. Универсальныепревенторыможно закрыватьнатрубахразличногоразмераивида(бурильных, УБТит. д. ). Вращающиеся автоматические превенторы предназначаютсядляавтоматической герметизацииустьяскважинывпроцессебурения. Онипозволяютвращатьи расхаживатьбурильнуюколоннупризакрытомпревенторе; выпускаютсянарабочее давление 7, 5 и 20 МПа.

Дляпредупреждениягазо-, нефте-иводопроявленийвпроцессебурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины , необходимовыполнитьследующиеосновныемероприятия. 1. Невскрыватьпласты, которыемогутвызватьпроявления, безпредварительногоспускаколонныобсадныхтруб, предусмотренных. ГТН. 2. Доливскважиныприподъемебурильнойколонныдолженноситьнепериодический, анепрерывныйхарактер, длячегонанагнетательнойлинииследуетиметьотводдляприсоединениягибкогошлангаилиспециальную емкостьдляпроизвольногостокабуровогораствораилииспользоватьдозаторы. 3. Цементзакондукторомподниматьдоустьяскважины, чтобыобеспечитьнадежнуюгерметизациюустьяпри борьбесгазо-, нефте-иводопроявлениями. 4. Присниженииплотностиглинистогораствораболеечемна 20 кг/м 3(0, 02 г/см 3)необходимопринимать немедленныемерыпоеговосстановлению. 5. Необходимоиметьзапасраствора. Наскважинах, вкоторыхпредполагаетсявскрыватьзонысвозможными газонефте-проявлениями, атакжепродуктивныегоризонтынавновьразведуемыхплощадяхиобъектах; на газовыхигазоконденсатныхместорождениях; наместорожденияхсаномальновысокимидавлениямибуровая установкадоначалабурениядолжнабытьобеспеченаемкостямисзапаснымбуровымраствором. 6. Таккакколебаниядавленияприспуско-подъемныхоперацияхзависятотзазорамеждубурильнойколоннойи стенками. скважины, следуетизбегатьприменениякомпоновокнижнейчастибурильнойколоннысмалыми зазорами. 7. Колоннубурильныхтрубнеобходимоподниматьтолькопослетщательнойпромывкискважиныприпараметрах глинистогораствора, соответствующихустановленным. ГТН. Промыватьскважинуследуетприусловиисоздания максимальновозможнойподачинасосовипривращениибурильнойколонны. 8. Еслиприподъемебурильныхтрубуровеньглинистогорастворавзатрубномпространственеснижается, тоэто указываетнавозникновениеэффектапоршневания. Вподобномслучаебурильнуюколоннунеобходимоспустить нижеинтервалапроявления, промытьскважинуитолькопослеэтогоприступитькподъемуинструмента. 9. Передвскрытиемобъектовсвысокимпластовымдавлением, гдевозможнопроявление, подведущейбурильной трубойустанавливаютобратныйклапан. Условия, предупреждающие газо- нефте- водопроявления

Приугрозевыбросовбуроваябригададолжнанемедленнопринятьнадлежащиемеры: 1. В процессе бурения или промывки скважины: а)непрекращаяпромывки, бурильщикподнимаетколоннудовыходаведущейтрубыимуфтыверхнейбурильнойтрубыизротораисоставляетеенавесу, надежнозакрепивтормозлебедки, послечегоруководитработойостальныхчленовбуровойвахтыпозакрытиюверхнегоплашечногопревентораинаблюдает (послеегозакрытия)задавлениемнаеговыкиде: приростедавлениядомаксимальныхпределовбурильщикпереключаетвыходящийизскважиныпоток жидкостинаотводсоштуцеромбольшогоразмера; б)послеподъемаколоннытрубпомощникибурильщикаприпомощипревентораперекрываютустьескважины; послегерметизацииустьяжидкостьизскважины черезвыкидныелиниипротивовыбросовогооборудованиянаправляетсявциркуляционнуюсистему(амбар); в)послезакрытияпревенторанепрерывноизмеряетсяплотностьбуровогораствораиведетсянаблюдениезаизмерениемуровняжидкостивприемныхемкостях буровыхнасосов, принеобходимостипроизводитсяутяжелениераствора; г)припромывкеспротиводавлениемвслучаеповышенияуровняжидкостивприемнойемкостибуровыхнасосовследуетуменьшитьдиаметрштуцерадля увеличенияпротиводавлениянавскрытыепласты, стемчтобыпрекратитьповышениеуровняжидкостивприемнойемкости. Приэтомдавлениевкольцевом пространственедолжнопревышатьдопустимыхвеличин; д)привозрастаниидавлениянаустьедосверхдопустимыхвеличинзакачкажидкостипрекращается, выкидныезадвижкизакрываютсяиведетсянаблюдениеза давлениемвскважине, придальнейшемповышениидавлениянеобходимоснижатьего, приоткрываязадвижкуиодновременноподкачиваярастворвбурильные трубы; е)есливынужденноеснижениедавлениявызываетнеобходимостьполностьюоткрытьзадвижкидляфонтанированияскважинычерезотводыпревентора, поток газаследуетнаправитьповыкиднымлиниямвсторонуотбуровойипринятьмерыкпредупреждениюзагораниягазаилинефти; ж)дальнейшиеработыполиквидациифонтанированияпроводятпоспециальномуплану. 2. При полностью извлеченной из скважины колонне буроваявахтазакрываетпревенторсглухимиплашкамииустанавливаетгерметизирующееустройство дляспускатрубподдавлением. Одновременноведетсяконтрользадавлениемнаустьескважины. Газонефтепроявленияликвидируютсяпоспециальномуплану. 3. При подъеме или спуске бурильной колонны, а если проявления незначительны ; а)бурильщикустанавливаетбурильнуюколоннунароторивместеспомощникомприсоединяетведущуютрубусобратнымилишаровымклапаном, послечего колоннуприподнимаютизакрепляюттормозлебедки; б)верховойрабочийнемедленноспускаетсясвышки; в)закончивприсоединениеведущейтрубы, буроваябригадагерметизируетустьескважинытак, какэтобылосказановпункте 1. 4. Если газопроявления возникают внезапно , сопровождаясьвыбросами, непозволяющимиприсоединитьведущуютрубу: а)верховойрабочийнемедленноспускаетсясвышки; б)бурильщикспускаетбурильнуюколоннутак, чтобыэлеватордоходилдоротора, иоставляетеенавесу; в)буроваябригадагерметизируетустьескважиныпревенторомвсоответствиисп. 1, послечеговверхнююзамковуюмуфтуввинчиваютшаровойилиобратный клапан(воткрытомположении), применяяприспособлениедляегооткрытия, азатемзакрываютклапанизадвижкинавыходепревентора; г)буроваябригадаприсоединяетведущуютрубукбурильнойколонне; д)запускаютбуровыенасосыинаправляютпотокжидкостивколонну, одновременнобурильщикспомощникамиприоткрываетзадвижкуналиниипревенторав циркуляционнуюсистему(черезштуцер); этаоперацияпроводитсяспостепеннымувеличениемподачинасосовдомаксимумастакимрасчетом, чтобы количествожидкости, выпускаемойизскважины, соответствовалоподачееенасосами, контрольосуществляетсяпоизменениюуровняжидкостивприемных емкостяхнасосов, приэтомдавлениеподпревенторомнедолжнопревышатьдопустимыхвеличин(давленияопрессовкиколонны). Типовые действия персонала при газо- нефте- водопроявлении

Задачи 1. Расчетбурильнойколоннынастатическуюпрочность. 2. Расчетбурильнойколоннынавыносливость. 3. Расчетобсаднойколонны. 4. Расчетивыборосновныхпараметровконструкцийкронблоков. 5. Расчеттормозногомоменталенточноготормозабуровойлебедки. 6. Расчеттормозногомоментагидродинамическоготормозабуровойлебедки. 7. Расчетбуровогонасоса.

№ л/р п/п Темылабораторныхработ Содержаниеработ 1 Забойныедвигатели основныеконструкциизабойныхдвигателей 2 Инструментдлябуренияи крепленияскважин основныеконструкцииинструмента, используемогодлябуренияикрепленияскважин 3 Ротор основныеконструкциироторов 4 Талеваясистема основныеконструкцииталевыхсистем Приемлабораторныхработ. Лабораторные работы

Лабораторная работа №

Лабораторная работа №

Лабораторная работа №

Лабораторная работа №

Лабораторная работа №

Лабораторная работа №

ПЕРЕЧЕНЬ КОНТРОЛЬНЫХ ВОПРОСОВ К ЗАЧЕТУ 1. Горные породы, общая характеристика, физико- механические свойства. 2. Буровая скважина, промывочные растворы и процесс промывки скважин. 3. Буровые установки. Процессы бурения. 4. Искривление скважин. Общие закономерности искривления. Технические средства. Измерения искривления ствола скважины. 5. Технико-экономические показатели бурения. 6. Забойные двигатели. Общие сведения, основные требования и конструкции, классификация. 7. Забойные двигатели. Принципиальные схемы, конструктивные особенности и характеристики. 8. Бурильная колонна. Расчет бурильной колонны на статическую прочность и выносливость. 9. Инструмент для бурения и крепления скважин. Нормативные коэффициенты запасов прочности. 10. Обсадные колонны. Расчет обсадной колонны. 11. Резьбовые соединения бурильных, обсадных труб и забойных двигателей. 12. Критерии работоспособности резьбовых соединений. Страгивающая нагрузка. Крутящие моменты при свинчивании. 13. Материалы для изделий бурильной и обсадной колонн. Классификация по группам прочности и химическому составу. 14. Буровые роторы. Общие сведения. Условия работы и основные требования. 15. Буровые роторы. Устройство, сравнительный анализ известных модификаций. 16. Талевая система. Основные требования, параметры. 17. Талевая система. Правила эксплуатации, техника безопасности и нормы браковки. 18. Кронблоки, крюкоблоки, устройства для крепления каната, основные требования, классификация. 19. Устройства и особенности конструкций кронблоков. Расчет и выбор основных параметров. Расчетные нагрузки и особенности расчета на прочность. 20. Современные модели кронблоков, крюкоблоков, талевых механизмов. 21. Буровые лебедки. Общие сведения. Основные требования, классификация. 22. Кинематические схемы буровых лебедок. Конструктивные особенности, основные технические данные. 23. Расчет и выбор основных параметров лебедок. 24. Ленточный тормоз буровой лебедки. Условия работы и основные требования, устройства и особенности конструкции. 25. Фрикционные материалы. Расчет тормозного момента и выбор конструктивных размеров. 26. Гидродинамический тормоз буровой лебедки. Условия работы, основные преимущества и недостатки. Устройства и особенности конструкции. Механическая характеристика. Расчет тормозного момента и выбор диаметра. Современные модели. 27. Электромагнитные тормоза. Классификация, принцип действия. Механические характеристики. 28. Буровые насосы. Общие сведения, условия эксплуатации, основные требования, классификация. 29. Буровые насосы. Устройство, особенности конструкций, технические данные и коэффициенты полезного действия. 30. Буровые насосы. Расчет и выбор основных параметров. Унификация конструкций и стандартизация основных параметров. 31. Осложнения в процессе бурения. 32. Нефте, газо, водопроявления. Условия возникновения, предупреждения. Действия персонала при аварийной ситуации. 33. Породо- разрушающий инструмент. Классификация. Типы долот. Особенности конструкции. 34. Шарошечные долота. Конструкции. Типы и область применения. 35. Свойства горных пород, влияющих на процесс бурения. 36. Скважина. Элементы, виды, назначение. 37. Конструкция скважины. Способы и виды бурения. 38. Разобщение пластов, вскрытие и опробование пластов.