Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 [ 14 ] 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66

в процессе бурения). Наиболее часто в качестве бурового раствора применяют глинистый раствор, т.е. суспензию тонких частиц глины в воде. В некоторых случаях используют оаствооы на неводной основе (например, суспензии глин в нефти).

Буровые вышки выполняют несколько функций. Прежде всего вышка - это каркас (корпус) подъемной системы, воспринимающий максимальные нагрузки при спуско-подъемных операциях и бурении. Другая функция вышки - размещение и удержание в вертикальном положении секций бурильных труб. Наконец, в основании вышки располагают буровое оборудование (лебедку, ротор и др.) для осуществления процесса бурения и спуско-подъемных операций. Поэтому буровые вышки должны выдерживать значительные нагрузки, иметь необходимую устойчивость при значительных ветровых нагрузках и достаточную высоту для размещения секций бурильных труб, называемых свечами. Чем больше высота вышки, тем большей длины можно применять свечи и меньше затрачивать времени на спуско-подъем-ные операции при смене долот на забое.

Для вращательного бурения используют долота .двух видов: лопастные и шарошечные. Лопастные долота относятся к долотам режуще-скалывающего действия. Такие долота имеют две или три режущие лопасти из прочной стали. Режущие кромки лопастей с целью снижения износа и повышения эффективности разрушения пород оснащают твердосплавными материалами (путем наплавки, закрепления штифтов из твердого сплава и др.). На конце долота имеется резьба, с помощью которой его присоединяют к колонне бурильных труб. В нижней части корпуса долота напротив каждой лопасти имеются отверстия, через которые с большой скоростью выходит буровой раствор для охлаждения рабочих поверхностей лопастей и удаления из зоны забоя частиц разрушенной породы. В основном используют трехлопастные долота для разбуривания роторным способом мягких пластичных пород. У шарошечных долот порода на забое разрушается с помощью вращающихся на неподвижных цапфах зубчатых конусных шарошек. Зубья шарошек дополнительно упрочняют твердыми сплавами. По числу шарошек различают одно-, двух- и трехшарошечные долота. Наибольшее распространение в практике бурения получили трехшарошечные долота. Корпус долота сварной, состоит из трех лап. На конце каждой лапы жестко закрепляют цапфы. На каждой цапфе на подшипниках качения установлено по шарошке. Одновременно с вращением долота происходит вращение шарошек вокруг цапф. Шарошечные долота относятся к долотам дробящеч;калывающего и дробящего действий. Для разбуривания твердых пород используют алмазные долота. Режущие кромки этих долот оснащают синтетическими алмазами зернистостью 0,001-0,34 карат (от 1000 до 3 зерен на 1 карат или на 0,2 г). При бурении разведочных и поисковых скважин для взятия с забоя

скважины образца породы - керна используют так называемые колонковые долота. Эти долота позволяют осуществлять бурение не сплошным, а кольцевым забоем. Шарошки в колонковых долотах сдвинуты с центра. Поэтому при бурении такими долотами в центре забоя остается неразрушенным цилиндрический столбик породы, который проходит через центральное отверстие долота в керноприемную трубу. Последняя оснащена специальным приспособлением - кернорва-телем, позволяющим при подъеме долота оторвать столбик породы-керна и вместе с керноприемной трубой поднять на поверхность.

Бурильные трубы выпускают с наружным диаметром 60, 73, 89, 102, 114, 127, 140 и 169 мм и толщиной стенки от 7 до 11 мм. Отдель ные бурильные трубы с помощью специальных муфт с резьбой предварительно соединяют в секции. Это позволяет сократить число операций по свинчиванию и развинчиванию бурильных труб в процессе спуско-подъемных операций (например, при смене долота на забое). Свечи из бурильных труб соединяют между собой в колонну с помощью специальных резьбовых замков, состоящих из ниппеля (с наружной конусной резьбой) и муфты (с внутренней конусной резьбой). Наличие конусной резьбы позволяет осуществлять быстрое свинчивание и развинчивание резьбовых соединений при спуско-подъемных операциях. Соединенные вместе бурильные трубы составляют колонну бурильных труб. Самая верхняя труба в колонне - ведущая труба квадратного профиля. Первая снизу труба носит название утяжеленной бурильной трубы (УБТ). УБТ - это толстостенная труба, предназначенная для повышения жесткости и массы, увеличения давления на долото в процессе бурения. Следует отметить, что наряду со стальными бурильными трубами используют и легкосплавные, изготовленные из алюминиевого сплава - дуралюмина марки Д16 (сплава алюминия с медью и магнием). Такие трубы имеют меньшую массу по сравнению с остальными (примерно в 2,5 раза), что особенно важно при бурении глубоких скважин.

Забойные двигатели для бурения. Турбобур - забойный двигатель, превращающий энергию движущегося потока жидкости (бурового раствора) в механическое движение (вращение вала турбобура с закрепленным на нем долотом). Турбобур состоит из корпуса и размещенного в нем вала. На валу турбобура закреплены и могут вращаться вместе с ним подвижные турбинки-роторы. В каждой такой турбине равномерно по периметру размещены лопатки ротора. Перед каждой турбинкой-ротором в корпусе турбобура установлены аналогичные по конструкции турбинки-статооы. Каждая такая пара турбинок оотора и статора образует ступень турбобура. В современных турбобурах число таких ступеней доходит до трехсот. Поток бурового раствора проходит вначале через лопатки турбинки-статора, изменяет направление, попадает на лопатки турбинки-ротора, вновь изменяет направление, а возникаю-

шая при этом радиальная сила через турбинки-роторы приводит во вращение вал турбобура. Следует отметить, что описанные многоступенчатые турбобуры обеспечивают при оптимальном к.п.д. большую частоту вращения долота порядка 500-600 об/мин. Однако оптимальные режимы современной технологии бурения связаны с высокими осевыми нагрузками на долота диаметром 200-215 мм порядка 400-600 кН при частоте вращения 50-150 об/мин. При этом современные долота могут непрерывно работать на забое без подъема на поверхность до 100 ч, а долговечность осевых опор многоступенчатых турбобуров не превышает в среднем 50-55 ч. Более перспективным гидравлическим забойным двигателем является винтовой (объемный) низкочастотный двигатель с частотой вращения вала от 90 до 300 об/мин. Винтовой забойный двигатель имеет две секции - двигательную и шпиндельную. Двигательная секция состоит из винтового ротора (внутренний винт) и статора с внутренним винтом. У ротора винт короче на один зуб, а ось ротора смещена относительно оси статора на величину эксцентриситета. Буровой раствор, проходя в зазоре винтового механизма, приводит во вращение винт ротора. Винт ротора с помощью двухшарнирного устройства соединен со шпинделем (валом). На конце вала имеется конусная резьба для присоединения долота.

Электробур - забойный электрический двигатель. В корпус электробура вмонтирован трехфазный электродвигатель переменного тока. Электроэнергия к электродвигателю подводится с поверхности по специальному кабелю, проходящему внутри колонны бурильных труб. Поверхностный кольцевой токоприемник расположен под вертлюгом. К нему по кабелю подводят электрический ток. Кабель для подвода электрического тока к забойному двигателю-электробуру проходит внутри колонны бурильных труб (по ее осевой линии). Весь кабель по длине разделен на отдельные секции с длиной, равной длине свечей бурильных труб. Соединение и разъединение кабельных секций при свинчивании и развинчивании свечей при спуско-подъемных операциях осуществляют с помощью специальных замкой (контактов) на каждой трубной свече. Такой контактный замок состоит из жесткозак-репленного на одном конце трубы по ее центру контактного стержня и муфты, также жёсткозакрепленной по центру на другом конце трубы. При свинчивании трубных свечей стержень плотно входит в муфту и обеспечивает электрический контакт, а при развинчивании контакт размыкается. Как и при турбинном бурении, в процессе бурения колонна бурильных труб остается неподвижной и по ней под давлением на забой подают глинистый раствор. Преимущество электробура перед турбобуром - стабильность режима бурения, так как у электробура частота вращения ротора не зависит от количества подаваемого глинистого раствора. Недостатки электробурения - сложность подвода электроэнергии к электробуру с одновременной прокачкой по трубам бу-