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 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 [ 204 ] 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332

печивается работа насоса без изменения основных технических показателей.

Высоту всасывания вычисляют на основании уравнения Бернулли для потока жидкости в сечениях Za, совпадающих с уровнем раствора в опорожняемой емкости, и в сечении zв, совпадающем с входом в насос:

У2 v2

Р9Za + Pa +Р = P9Zв + Рв +Р + ДРи +АРг +АРк. (17.1)

Скорость va опорожнения емкости можно принять равной нулю, а давление pa над свободной поверхностью жидкости - равным давлению р0 окружающей среды. Учитывая, что высота всасывания z = zв - Za, из уравнения (17.1) получают

Z =-2-, (17.2)

где рв - давление на входе в насос, Па; Ув - скорость бурового раствора на входе в насос, м/с; р - плотность бурового раствора, кг/м3; g - ускорение сил1 тяжести, м/с2; Дри - потери давления на преодоление инерции бурового раствора (определяются массой и ускорением бурового раствора во всасывающей трубе), Па; Дрг - потери давления на преодоление гидравлических сопротивлений всасывающей трубы и приемного коллектора насоса, Па; Дрк - потери давления на преодоление сопротивления клапана насоса, Па.

Для снижения инерционных потерь давления рекомендуется на всасывающей линии устанавливать воздушный компенсатор. При недостаточном давлении рв на входе в насос и работе с буровыми растворами высоких плотности и вязкости всасывающие линии снабжаются подпорными насосами.

Длина всасывающей линии должна быть минимально возможной, а диаметр используемых труб должен быть не менее диаметра приемного коллектора бурового насоса. На свободном конце всасывающей линии устанавливают сетчатый фильтр, суммарная площадь просветов которого должна быть не менее площади сечения труб, используемых в линии всасывания. Всасывающий трубопровод крепят к насосу посредством фланцевого соединения, уплотняемого листовой прокладкой из резины. Неточность изготовления и монтажа всасывающих линий компенсируется подвижными соединительными муфтами (компенсаторами). Для защиты бурового раствора от промерзания всасывающие линии покрывают теплоизоляционным материалом. Запасные емкости циркуляционной системы с буровым раствором и химическими реагентами подключаются к всасывающей линии с помощью труб сравнительно небольшого диаметра, снабженных клиновыми задвижками или поворотными шиберами.

ГЛАВА

ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИПСТРУМЕНТ: БУРОВЫЕ ДОЛОТА, БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ, РАСШИРИТЕЛИ, КАЛИБРАТОРЫ

Горные породы на забое скважины разрушаются долотами различных типов и моделей, расширителями и бурильными головками. Долота для сплошного бурения различаются по воздействиям на забой и по своему конструктивному исполнению.

Все долота для сплошного бурения по характеру воздействия на породу разделяются на четыре основные группы:

1) долота лопастные, режущие и скалхвающие породу;

2) долота шарошечные со слабо коническими (почти цилиндрическими) шарошками, одновременно скалывающие и дробящие породу;

3) долота с коническими шарошками, вершины которых лежат у центра долота или вблизи нее, собираемые на лапах с консольными цапфами, дробящие породу;

4) долота с матричным корпусом, оснащенным твердосплавными штырями или алмазами, режущие и истирающие породу.

Наибольшее распространение получили шарошечные долота. Ими ежегодно выполняется около 95 % объема проходки. В зависимости от числа рабочих органов шарошечные долота бывают одно-, двух-, трех-, четырех-, шести- и многошарошечные. Наиболее распространен трехшарошеч-ный вариант. Его конструкция отличается наилучшей вписываемостью в круглое сечение скважин трех конических шарошек, обеспечивающих оптимальное центрирование и устойчивость долота и т.д.

Более подробно породоразрушающий инструмент можно классифицировать по следующим признакам.

По принципу действия: режуще-скалывающие; дробяще-скалхвающие; режуще-истирающие.

По назначению: для сплошного бурения; для колонкового бурения; для расширения ствола скважины; для специальных работ в скважине.

По конструкции рабочего элемента: лопастные; шарошечные; матричные.

По количеству рабочих элементов: одноэлементные; двухэлементные; трехэлементные; четырехэлементные; шестиэлементные и т.д.

По конструкции промывочных устройств: с центральным одним отверстием; с периферийными несколькими отверстиями; с гидромониторными осесимметричными насадками; с асимметричной одной гидромониторной насадкой.

По типу и стойкости вооружения: для бурения мягких пород; для бурения пород средней твердости; для бурения твердых пород; для бурения крепких пород.

18.1. ШАРОШЕЧНЫЕ ДОЛОТА

Простейшая конструкция корпусного трехшарошечного долота с центральной промывкой показана на рис. 18.1, а (без сопел) и на рис. 18.1, б (с соплами).

Долото состоит из следующих основных узлов: литого корпуса /, лап 2, узла опор, включающего цапфу 3 и подшипники 4 - 6, шарошек 7 и очищающего или промывочного узла. В состав последнего могут входить насадки 8 и 9, формирующие высоконапорный поток бурового раствора, а также канале! 10 (рис. 18.1, б), просверленные в корпусе 1. Верхняя часть 11 корпуса обычно называется присоединительной головкой, так как она служит для присоединения к переводнику или нижнему концу бурильной колонны. В данном случае она выполнена в виде муфты с внутренней конической резьбой 12. На нижней части корпуса 1 обычно предусмотрены пазы, в которые вставляют лапы 2 со смонтированными шарошками. Лапы приваривают к корпусу 1 сварными швами.

Конструкция, показанная на рис. 18.1, характерна для отечественных долот диаметром 394 мм и более; большинство трехшарошечных долот выполняются секционными. Внешний вид и внутренние элементы секционного долота показаны соответственно на рис. 18.2 и 18.3.

Секционное шарошечное долото собирается из секций, свариваемых вместе по всему наружному контуру сопрягаемых поверхностей. При этом верхние сегментные чести секций образуют присоединительную головку 1, на которой затем нарезается коническая наружная (ниппельная) резьба (см. рис. 18.2). Средняя часть долота составляет также единое целое в результате сваривания лап 3. На наружной поверхности лап 3 предусмотрены приливы 12, кромки и ребра жесткости, а также округлите полуцилиндрические приливы (бобышки) 2 под промывочные сопла (насадки) 10.

В СНГ сопла изготавливают обычно из металлокерамического материала. Сопла закрепляют при помощи удерживающего замка (в данном

Рис. 18.1. Корпусное шарошечное долото:

а - Д394С; б - Д394МГ