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

Калибратор - элемент компоновки, предназначенный для калибрования ствола скважины ( по диаметру долота) и улучшения работы долота за счет уменьшения поперечных колебаний компоновки в нижней призабой-ной части. Калибраторы бывают лопастные с продольными или спиральными гранями ( рис. 8.4), шарошечные с продольно или спирально расположенными шарошками ( рис. 8.5), или на шаровой опоре ( рис. 8.6).

Центратор - элемент компоновки, предназначенный для центрирования бурильной колонны в месте установки центрато- ра. Общий вид центраторов различных конструкций показан на рис. 8.7).

Калибраторы включаются в состав компоновки между долотом и утяжеленными бурильными трубами и способствуют разработке стенок скважины до минимального диаметра. За счет этого, а также вследствие более стабильной работы в результате снижения поперечных колебаний стойкость долот при бурении возрастает на 15-20 %. Центраторы в отличие от калибраторов способствуют только соосному размещению компоновки и оси скважины. Центраторы устанавливаются в сжатой части компоновки в местах предполагаемых изгибов утяжеленных бурильных труб и выполняют роль промежуточных опор.

Основные характерные признаки калибраторов и

центра- торов:

Рис. 8.4. Калибраторы типа КЛ:

а - трехгранный ТРС; б, в - состоящий из корпуса с шестигранной муфтой соответственно на эксцентричной и кулачковой посадке; г - четырехплашечный со съемные рабочими гранями; д - типа КЛС со спирально- винтовыми канавками

Рис. 8.5. Калибраторы:

а - с продольным расположением шарошек (тип КЛ); б - со спиральным расположением шарошек ( тип КЛС)

с малыми интерва-

наличие прерывистого контакта лами со стенками скважины;

длина их составляет один- два диаметра породораз-рушающего инструмента.

Рис. 8.6. Калибраторы не- вращающиеся:

а - РОП (тип КО); б -с подвижными штырями ЦРП (тип КВЗ)

Стабилизаторы - элементы компоновки, устанавливаемые над долотом и предназначенные для центрирования КНБК на участке длины стабилизатора и стабилизации направления скважины. Общий вид стабилизаторов показан на рис. 8.8. Основные характерные признаки стабилизаторов следующие:

наличие непрерывного контакта поверхности стабилизаторов со стенками скважины на значительном расстоянии;

длина их составляет 50- 80 диаметров породоразру-шающего инструмента.

Маховик - элемент КНБК, устанавливаемый под ва-

вращающейся

лом турбобура и служащий для увеличения массы вала турбобура ( см. рис. 8.8).

Расширитель - элемент КНБК, устанавливаемый в нижней части бурильной колонны и предназначенный для учеличения диаметра ствола скважины с меньшего диаметра на больший ( рис. 8.9). Расширители устанавливаются над долотом и бывают шарошечные и дисковые ( см. рис. 8.9).

Рис. 8.7. Центраторы:

а - металлический лопастный (тип ЦМ); б - резиновый каркасный (тип ЦРК); в - с обрезиненным стволом и металлической муфтой (тип ЦР); г - шарнирный (тип ЦШ); д - с плавающим валом турбо-

бура ( тип ЦВТ);

межсекционный ( тип ЦС)