Файл: 1. Общие понятия о строительстве скважин понятие о скважине, ее конструкции и элементах.doc

Существует две разновидности долот ИСМ по конструкции: лопастная и секторная. Лопастная разновидность аналогична по конструкции долоту 6ИР.

Секторная разновидность долота состоит из стального корпуса, торцевая профильная поверхность которого разделена на секторы радиальными промывочными каналами. Штырями из «Славутича» вооружена торцевая и калибрующая поверхности долота. Вылет штырей над поверхностью секторов составляет 3-5 мм. На калибрующей поверхности штыри утоплены.

При бурении в мягких породах штыри работают как резцы, осуществляя резание и скалывание. В перемежающихся по твердости и породах средней твердости работают зерна алмазов, разрушая породу микрорезанием.

Присоединяют долото к бурильной колонне при помощи замковой резьбы.

Отраслевым стандартом ОСТ 39026-76 предусмотрено вьпускать долота ИСМ диаметрами от 91,4 до 391,3 мм.

Преимуществами долот ИСМ являются их значительная проходка на долото, достигающая (при соблюдении условий эксплуатации) нескольких сотен метров и относительно высокая рейсовая скорость.

К недостаткам следует отнести узкую область применения (только в неабразивных породах М, МС и С) и высокий момент на вращение долота, ограничивающий применение забойных двигателей.

2.3. Долота для бурения с отбором керна

Для отбора керна используется колонковое долото (рис.14), состоящее из бурильной головки (ГОСТ 21210-75) и керноприемного устройства (ГОСТ 21949-76).

Бурголовка, разрушая породу по периферии забоя, оставляет в центре скважины колонку породы (керн), поступающую при углублении скважины в керноприемное устройство, состоящее из корпуса и керноприемной трубы (керноприемника).

Корпус керноприемного устройства служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения керноприемника и защиты его от механических повреждений, а также для пропуска бурового раствора к

Рис.14. Колонковое долото:

1 – бурильная головка; 2 – керн; 3 – керноприемная труба; 4 – корпус керноприемного устройства;

5 – шаровой клапан

промывочным каналам бурголовки. Керноприемник предназначен для приема керна, сохранения его во время бурения от механических повреждений и гидроэрозионного воздействия бурового раствора и сохранения

при подъеме на поверхность. Для вьполнения этих функций в нижней части керноприемника устанавливают кернорватели и кернодержатели, а вверху клапан, пропускающий через себя вытесняемый из керноприемника буровой раствор при заполнении его керном.

По способу установки керноприемника в корпусе ГОСТ 21949-76 «Устройства керноприемные» предусматривает изготовление керноприемных устройств как с несъемными, так и со съемными керноприемниками.

При бурении с несъемными керноприемниками для подъема на поверхность заполненного керном керноприемника необходимо поднимать всю бурильную колонну.

При бурении со съемным керноприемником бурильная колонна не поднимается. Внутрь колонны на канате спускается специальный ловитель, с помощью которого из керноприемного устройства извлекают керноприемник и поднимают его на поверхность. При помощи этого же ловителя порожний керноприемник спускают и устанавливают в корпусе.

В настоящее время разработан целый ряд керноприемных устройств с несьемными керноприемниками («Недра», «Кембрий», «Силур»), предназначенных для различных условий отбора керна и имеющих аналогичную конструкцию. При турбинном бурении керн отбирают с помощью колонковых турбодолот со съемным керноприемником КТДЗ и КТД4С.

Для керноприемных устройств изготовляют шарошечные, алмазные, лопастные и ИСМ бурголовки, предназначенные для бурения в породах различной твердости и абразивности.

ГОСТ 21210-75 предусмотрено выпускать шарошечные и лопастные бурильные головки диаметрами от 76,0 до 349,2 мм.

Пример условного обозначения бурголовки для керноприемных устройств без съёмного керноприемника (К) с наружным диаметром Д_н= 212,7 внутренним диаметром Д_в = 80 мм для бурения мягких пород:

К 212,7/80 М ГОСТ 21210-75.

Пример условного обозначения бурголовки для керноприемных устройств со съемным керноприемником (КС) с наружным диаметром Д_н = 187,3мм, внутренним диаметром Д_в = 40 мм для бурения абразивных пород средней твердости: КС 187,3 / 40 СЗ ГОСТ 21210-75.

2.4. Долота специального назначения

Из долот этой группы наиболее распространены пикообразные долота. Эти долота имеют заостренную под углом 90 градусов лопасть, по форме напоминающую пику. Вооружение твердосплавные пластины и штыри.

По назначению выпускают пикообразные долота двух типов:

ПР для проработки (расширения) ствола пробуренной скважины;

ПЦ для разбуривания цементного стакана, моста и металлических деталей в обсадной колонне после ее цементирования.

Во избежание повреждения обсадной колонны боковые грани лопасти у долот ПЦ не армируются твердым сплавом.

Лекция 3

3. 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.

3.1. Турбобуры

4.1.1. Принцип действия

Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.

Каждая ступень турбины состоит из статора и ротора (рис. 15).

Рис.15. Элемент рабочей

пары турбобура (статор-ротор)

1 – корпус; 2 – статор; 3 – ротор;

4 – шпонка; 5 - вал

Рис. 16. Принципиальная схема преобразования гидравлической энергии потока жидкости в механическую энергию вращения вала турбобура

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 (рис.16). 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 бурильной колонной.

3.1.2. Характеристика турбины, способы изменения характеристики

од характеристикой турбины(рис.17) понимают зависимость ее мощности N, вращающего момента М, КПД , перепада давления р от частоты вращения п при заданном расходе Q перекачиваемого через нее бурового раствора. Частота вращения вала соответствует частоте вращения роторного колеса, а вращающий момент равен сумме моментов всех ступеней: М = z т (здесь т - момент одной ступени).

Мощность на валу

N = zmn.

Мощность N можно также определить по расходу Q и перепаду давления р:

N = p Q ,

где р = zр_m ; р_m - перепад в одной ступени; - КПД.

С
Рис. 17. Рабочая характеристика турбины турбобура при постоянном расходе жидкости Q
изменением подачи и качества бурового раствора, прокачиваемого через турбину, изменяются ее энергетические параметры согласно соотношениям, впервые предложенным П.П.Шумиловым:

;

.

Здесь p₁ и р₂ - перепады давления в турбине при расходах Q₁ и Q₂ и плотностях бурового раствора ₁ и ₂.

Отношение М/п при роторном бурении значительно больше, чем при турбинном. Особенно четко это видно для турбобуров малых диаметров, поскольку

,

где D₁ и D₂ - диаметры турбобура.

Зная энергетические параметры при одном режиме промывки из стендовых исследований и пользуясь этими соотношениями, можно определить параметры турбины при различных значениях расхода и разном качестве бурового раствора.

Применение маховых масс приводит к смещению и расширению рабочей области турбобура.

С изменением осевой нагрузки и трения в опорах турбобура изменяются и передаваемые на долото мощность и момент.

О

бласть устойчивой работы п_р – п_у для турбобуров с шаровой опорой шире, чем турбобуров с резино-металлической опорой. Частота вращения п_у соответствует предельно допустимому крутящему моменту (осевой нагрузке), при превышении которого вал турбобура перестает вращаться, и определяет устойчивую область работы турбобура слева, т.е. минимальную частоту вращения вала турбобура.