ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.04.2024
Просмотров: 80
Скачиваний: 0
В глинохозяйство с системой очистки промывочной жидкости от выбуренной породы (шлама) входит глино мешалка, приемные 19 и запасные емкости, система желобов 21 и механические очистные устройства — вибрационные сита, сото-конвейеры и т. д.
Процесс бурения роторным способом заключается в следующем. Ротор от привода через рабочую трубу и колонну бурильных труб вращает долото, которое разрушает забой скважины. Прижатие долота к забою осуществляется путем подачи колонны бурильных труб через талевую систему от тормоза лебедки бурильщиком или автоматически. Когда квадрат полностью войдет в ротор, бурение приостанавливается, извлекается из ротора квадрат, наращивается труба, на которую снова наворачивается квадрат. Последний пропускается через ротор, зажимается роторными клиньями, и бурение продолжается. Перед началом бурения включаются насосы, которые всасывают промывочную жидкость из приемных чанов и нагнетают ее через трубопроводы (обвязку насоса) 15 и 16, стояк 20, вертлюг 9, рабо чую трубу и бурильные трубы к долоту. Выходящая из долота жидкость очищает забой и вместе с частицами разрушенной долотом породы двигается по затрубному пространству (между бурильными трубами и стенками скважины) к дневной поверхности и дальше по жело бам снова в приемную емкость. Освобожденная при движении по желобам и механическим очистным устрой ствам от частичек породы жидкость снова всасывается из приемных емкостей буровыми насосами, и цикл
повторяется. |
работы долота во многом зависит |
||
от |
Эффективность |
||
своевременного |
удаления |
разрушенной породы |
|
с |
забоя. |
на долото |
создается колонной бу |
|
Осевое усилие |
10
рильных труб или трубами утяжеленного низа, устанав ливаемыми непосредствен но над долотом. Последние, кроме создания осевой на грузки, увеличивают жест кость нижней части буриль ной колонны, так как имеют больший, чем бурильные тру бы, наружный диаметр и большую толщину стенки, а следовательно, способ ствуют борьбе с кривизной скважин.
При турбинном и элек тробурении процесс происхо дит аналогично, но колонна бурильных труб не вращает ся. Вращение долота 1 осу ществляется турбобуром или электробуром 2, устанав ливаемыми непосредственно над долотом. Трубы утяже ленного низа устанавлива ются, как правило, над тур бобуром или электробу ром.
Вращение роторов турбо бура осуществляется с по мощью энергии потока про мывочной жидкости, подво димой к нему по колонне бурильных труб (рис. 2).
Режимные параметры ра-
Рие. 2. Конструкция совре менного турбобура;
/ —корпус; 2—перевод ник; 3—ро торная гайка; 4 — контргайка; 5—верхняя опора; 6^-турбинки турбобура; 7 — вал турбобура; 8—средняя опора; 0 — шпонка;
10 — ниппель |
(нижняя опора |
турбобура); |
11 — переводник |
|
вала турбобура. |
п
боты турбобура зависят от количества прокачиваемой жидкости Q:
Я і Qx . М\ _ Q i . щ _ Qi . A4 _ Q i
|
|
7 h ~ " Q ^ ’ |
|
~ Q§ ’ P2 — Qi ’ N 2 ~ Q f |
|
|||||||
где |
n |
— число оборотов вала |
турбобура; |
|
|
|
||||||
|
M — момент |
на |
валу турбобура; |
|
турбобура; |
|||||||
|
р — перепад давления |
на турбинах |
||||||||||
|
N — мощность на валу |
турбобура. |
|
3. |
приве |
|||||||
ң |
|
|
|
|
|
|
|
На рис |
||||
|
|
|
|
|
|
|
дена |
гидродинамичес |
||||
кГм N ,n.c. |
|
|
|
|
|
|||||||
600 \300 |
2 |
|
|
|
кая |
характеристика |
||||||
500 |
с |
\ |
|
|
|
турбобура. |
|
|
||||
ч |
|
|
|
|
|
|
||||||
400 |
200 |
/> 3 |
|
|
|
|
В работе П. П. Шу |
|||||
300 |
|
|
|
р, |
|
милова [35] |
доказано, |
|||||
|
|
S~*2/cm2 70 |
что |
турбобур |
будет |
|||||||
200 |
|
|
— ч |
\ |
60 60 |
работать на оптималь |
||||||
|
|
|
|
■=*4.50 50 |
||||||||
|
|
|
|
|
\ \ W |
ІО |
||||||
100 |
3 |
|
чb\ \ j 0 |
30 |
ном |
режиме, |
если 2/3 |
|||||
|
|
|
|
|
20 |
давления рн, развивае |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
10 |
|||||
|
|
200 |
400 600 |
800 ЮООп,о5/мин |
мого буровым насосом, |
|||||||
Рис. 3. Стендовая характеристика |
будет затрачиваться на |
|||||||||||
перепад |
в |
турбобуре |
||||||||||
турбобура Т12МЗ-10: |
|
|
|
и Ѵз — на потери в цир |
||||||||
/ — крутящий момент М. на |
валу |
турбо |
||||||||||
бура; 2'—мощность N |
на валу; 3 — пере |
куляционной |
системе. |
|||||||||
пад давления Р на турбобуре; 4—к. п. д. |
Так |
как |
потери в этой |
|||||||||
турбобура |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
системе |
увеличивают |
ся пропорционально увеличению глубины скважины, то для поддержания работы турбобура на оптимальном режиме с ростом глубины скважины приходится уве личивать давление, развиваемое насосом, до технически возможной величины. При этом, если выдерживать по
стоянную потребляемую мощность (N„ = = const),
следует сокращать количество прокачиваемой жидкости.
12
В последнее время находят применение секционные турбобуры (последовательное соединение нескольких турбобуров), позволяющие при меньших Q получать большие (пропорционально числу ступеней турбин) момент и мощность на валу турбобура при почти оди
наковом с обычными турбобу |
|
|
|||
рами числе оборотов п. |
|
|
|||
Отличительной особенностью |
|
|
|||
бурения электробуром является |
|
|
|||
то, что энергия к |
электробуру |
|
|
||
подводится с помощью электро |
|
|
|||
кабеля, проходящего внутри ко |
|
|
|||
лонны бурильных труб. Работа |
|
|
|||
электробура не зависит от коли |
|
|
|||
чества |
прокачиваемой жидкос |
|
|
||
ти, которое определяется толь |
|
|
|||
ко условием эффективной очист |
|
|
|||
ки забоя. Поэтому перспектив |
|
|
|||
ность бурения электробуром на |
|
|
|||
больших глубинах |
и в ослож |
|
|
||
ненных |
условиях |
значительно |
|
|
|
выше, чем турбинного. |
|
|
|||
Для |
возможности дальней |
Рис. 4. Схема конструк |
|||
шего углубления скважины при |
ции скважины: |
||||
встречающихся |
значительных |
1 — кондуктор; 2 и 3 — тех |
|||
ническая колонна; |
'4 — экс |
||||
осложнениях пробуренный ствол |
плуатационная |
колонна; |
|||
закрепляется |
обсадными тру |
5 — цементное ^ольцо. |
бами с последующим подъемом цемента за трубами на высоту, определяемую геологи
ческими и технологическими условиями.
Число, диаметр, глубина спуска обсадных колонн и размер долот для бурения определяют конструкцию скважины (рис. 4). Первая колонна обсадных труб называется кондуктором, вторая и третья — техничес-
13
кой колонной и последняя — эксплуатационной колон ной обсадных труб.
Совершенствование техники и технологии бурения позволяет упростить конструкцию скважин путем от каза во многих случаях от применения технических обсадных колонн. Бурение скважин уменьшенного ди аметра (долота № 8 и 9) и переход на бурение сква жин малого диаметра (долота № 7, б и 5) позволит, наряду с сокращением затрат металла, цемента, химре агентов и других дефицитных материалов на 1 м про ходки, сократить сроки проходки скважин.
Из общего баланса времени бурения значительная часть времени затрачивается на вспомогательные, спускоподъемные и другие непроизводительные работы. Время на механическое бурение, т. е. работа долота на забое, составляет 11— 20% и лишь в отдельных случаях доходит до 30 — 40%, что объясняется условиями бурения, а также качеством долот. Уменьшение диа метра скважины уменьшает удельный расход долот, и, следовательно, способствует сокращению затрат вре мени на вспомогательные работы.
|
|
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ДОЛОТАХ |
|||||
звестно, что разрушение слабой горной породы при |
|||||||
Ибурении |
резанием |
является |
более |
эффективным, |
|||
чем ударное |
разрушение. |
При бурении |
резанием при |
||||
меняются резцовые и |
лопастные |
(РХ, трехлопастные, |
|||||
многолопастные) |
долота. При бурении крепких горных |
||||||
пород из-за |
значительного |
износа рабочих |
элементов |
||||
(резцов, лопастей) долота, |
находящихся при враща |
||||||
тельном бурении |
в непрерывном |
контакте с породой, |
|||||
и необходимости |
повышенных |
крутящих |
моментов |
||||
лопастные долота применения не |
получили. |
|
14
Для разрушения твердых скальных пород при буре нии на нефть и газ, а также взрывных скважин по рудам широкое применение нашли шарошечные до лота, работающие по принципу ударно-скалывающего воздействия на горную породу. Шарошечными долотами при соответствующем их конструктивном выполнении можно эффективно бурить скважины в крепких, сред ней крепости и даже мягких породах.
Наибольшее распространение при бурении сплош ным забоем получили трехшарошечные долота, обла дающие высокой работоспособностью и пригодные для роторного и турбинного бурения.
Трехшарошечное долото представляет собой меха низм, в котором три шарошки, оснащенные зубьями, непосредственно воздействующими на породу, имеют самостоятельное вращение относительно своих осей (цапф) и, кроме того, относительно оси долота. При вращении корпуса шарошки перекатываются по забою скважины и под действием осевой нагрузки рядом последовательных ударов дробят и скалывают породу. Разрушение породы происходит под действием двух усилий: вертикального давления на забой (осевой на грузки) и горизонтального усилия от крутящего мо мента, передаваемого долоту ротором или погружным двигателем.
Характер разрушения породы (смятие, дробление, скалывание и истирание) зависит от ее характеристики (крепости 6р), геометрической формы шарошек и зубьев и режимных параметров бурения (осевой нагрузки, числа оборотов и качества очистки забоя от шла ма).
Трехшарошечное долото сплошного бурения состоит из следующих основных узлов: корпуса, опоры, про мывочных устройств и рабочих элементов.
15
По конструкции корпуса современные трехшаро шечные долота разделяются на два вида: бескорпусные, состоящие из трех секций — лап, свариваемых между собой (рис. 5), и корпусные долота, состоящие из
Рис. 5. Бескорпусное долото: |
Рис. 6. Корпусное долото: |
||||
1 — корпус ; 2 — промывочное |
1 — корпус; |
2 — промывочная плита; |
|||
устройство; 3 — опорные злемен- |
3 |
— промывочный канал; |
4 — лапа; |
||
ты; 4 — рабочие элементы. |
5 — ролик; |
6 — палец |
|
(заглушка); |
|
|
7 |
— цапфа; |
8 — шарик; |
9 —шарошка. |
|
цельного литого корпуса |
с |
приваренными |
к |
нему ла |
пами (рис. 6).
Бескорпусные долота более надежны при больших осевых нагрузках и имеют более высокую точность положения шарошек как по высоте, так и по диаметру, но более сложны в производстве. Они отличаются слож ностью поковки (штамповки) секторов — лап и точ ностью обработки двухгранных углов долота. Трудность
16