Лекции по бурению нефтяных и газовых скважин. Лекции. Презентация 1 понятие о скважине, история бурения скважин, основные элементы скважины, классификация скважин по назначению и пространственному положению ствола, этапы строительства скважины, понятие о конструкции скважины
 Скачать 0.71 Mb.
|
ЛЕКЦИЯ №3 (БУРОВЫЕ ДОЛОТА, ВЗД-фильм): буровой инструмент и забойные двигатели, понятие о режиме бурения.БУРОВОЙ ИНСТРУМЕНТ И ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ. 1. Породоразрушающий инструмент. Для работ по углублению ствола скважины применяются буровые долота, которые подаются на забой при помощи бурильных труб. Долота различаются по конструкции, назначению и по твердости горных пород. По конструкции: Шарошечные – дробящего и дробяще - скалывающего действия Лопастные – скалывающего действия Алмазные, фрезерные, перьевые – истирающего действия По твердости горных пород, для бурения: мягких (М) средних пород (С) твердых (Т) крепких пород (К) очень крепких пород (ОК) По назначению: Для бурения сплошным забоем Для бурения кольцевым забоем (для отбора керна) – бурголовки Для специальных работ в скважине (расширка ствола, разбуривания цемента и т.д.) Лопастные долота. Выпускаются нескольких типов: пикообразные, рыбий хвост. Применяются для бурения мягких высокопластичных горных пород. Бурение производится ротором. Шарошечные долота выпускаются с одной, двух, тремя и даже с шестью шарошками. Однако наибольше распространение получили трехшарошечные долота. При вращении шарошки перекатываются по забою по сложной траектории и скалывают горную породу. Трехшарошечные долота применяются при всех механических видах бурения (роторное и турбинное) и для разбуривания широкой гаммы горных пород от мягких (М) до очень крепких крепких (ОК). Изготовляются из высококачественной стали с последующей химико – термической обработкой, зубки шарошек изготовляются из твердого сплава металлов. Долота истирающего типа, алмазные долота. Состоят из матрицы, армированной натуральными или искусственными алмазами (PDC). Для отбора керна применяются колонковые долота (бурильные головки). 2. Бурильная колонна. Предназначена для проведения СПО, передачи крутящего момента от стола ротора до долота, передачи гидравлической энергии к ГЗД, контроля траектории проводки скважины, создания нагрузки на долото проведения вспомогательных работ (расширение и промывка скважины, ловильные работы, проверка глубины скважины и т. д.), контроля режима бурения. Она состоит из бурильных труб. Бурильные трубы для ускорения работ сворачивают в свечи по 2, 3 или 4 трубы. Основным видом бурильной трубы является – стальная бурильная труба (СБТ). Для облегчения колонны бурильных труб применяют трубы из легкосплавных металлов (ЛБТ). Для обеспечения необходимой нагрузки на долото и обеспечения жесткости компоновки применяют утяжеленные бурильные трубы (УБТ) и толстостенные бурильные трубы (ТБТ), они устанавливаются непосредственно над долотом. Кроме того в колонну бурильных труб входят телеметрические системы, переводники, калибраторы, центраторы, стабилизаторы, шломометаллоуловители (ШМУ) и другой специальный инструмент (например кривой переводник, который позволяет отклонить направление ствола скважины от вертикальной оси). Набор инструмента и труб над долотом называется компоновкой низа бурильной колонны (КНБК). В состав бурильной колонны также входит ведущая труба (квадрат), имеющая квадратное или шестигранное сечение. 3. Гидравлические 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. Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото. Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора. 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 относительно оси турбины. 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 БК. Работа турбины характеризуется частотой вращения вала n , вращающим моментом на валу М, мощностью , перепадом давления Р и коэфициентом полезного действия . Изготовливаются бесшпиндельные (ТБ) и шпиндельные (ТШ) турбобуры. Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Для бурения наклонно – направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры – отклонители типа ТО. Турбобур – отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником. Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал, к которому через переводник присоединяется бурильная головка. Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник. Винтовой забойный двигатель. Рабочим органом винтового забойного двигателя (ВЗД) является винтовая пара: статор и ротор. Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая винтовые зубья левого направления, обращённых к ротору. Ротор выполнен из высоколегированной стали с винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично Кинематическое отношение винтовой пары (3:4, 7:8, 9:10 - ротор:статор и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя. Вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой и радиальными резино – металлическими опорам. К валу шпинделя присоединяется долото. Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников. 4. Инструмент для отбора керна. Для отбора керна используется специальный породоразрушающий инструмент – бурильные головки и керноприемные устройства (снаряды). 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 промывочным каналам бурголовки. Керноприемник предназначен для приема керна, сохранения его во время бурения от механических повреждений и гидроэрозионного воздействия бурового раствора и сохранения керна при подъеме на поверхность. Для выпонения этих функций в нижней части керноприеника 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 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 пустой керноприемник спускают и устанавливают в корпусе КОСа. В настоящее время разработан целый ряд керноприемных устройств с несьемными керноприемниками «Недра», «Кембрий», «Силур» предназначенных для различных условий отбора керна и имеющих аналогичную конструкцию. ПОНЯТИЕ О РЕЖИМЕ БУРЕНИЯ. Под режимом бурения понимается определенное сочетание параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров относятся: 1) осевая нагрузка на долото; 2) частота вращения долота; 3) массовый расход прокачиваемой промывочной жидкости; 4) параметры промывочной жидкости (плотность, вязкость, водоотдача). Сочетание этих параметров, позволяющие получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения при данной технической вооруженности буровой, называется рациональным (или оптимальным) режимом бурения. На практике часто в процессе бурения приходится отбирать керн, бурить скважину в неблагоприятных геологических условиях (зонах, склонных к поглощению, осложнениям, связанных с нарушением целостности ствола скважины и т. п.), забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и т. д. Режимы бурения, применяемые в таких условиях, называются специальными режимами. Эффективность работы долота оценивается двумя показателями: механической скоростью проходки (в м/ч) и проходкой на долото (в м). При выборе режима бурения следует учитывать, что с изменением одного параметра не всегда увеличивается механическая скорость проходки и проходка на долото. Для каждой породы существует оптимальное сочетание на долото, частоты вращения долота и расхода промывочной жидкости. При турбинном бурении изменение одного параметра режима бурения вызывает автоматическое изменение других. В случае увеличения расхода промывочной жидкости при неизменной нагрузке на долото частота вращения вала турбобура увеличивается прямо пропорционально. Если же нагрузка на долото будет увеличена, а расход промывочной жидкости останется постоянным, частота вращения вала турбобура уменьшится. В практике бурения скважин расход промывочной жидкости устанавливают с учетом обеспечения оптимальных условий работы турбобура и наиболее эффективного выноса пробуренной породы. С углублением скважины в связи с уменьшением ее диаметра расход промывочной жидкости уменьшают от интервала к интервалу. При бурении в интервале, для которого установлен постоянный расход промывочной жидкости, из трех параметров режима бурения можно изменять только нагрузку на долото, регулируя тем самым частоту его вращения. При создании нагрузки на долото частота вращения вала турбобура уменьшается, а вращающий момент увеличивается. Нагрузка на долото зависит от твердости проходимых пород. При разбуривании твердых пород в целях повышения эффективности работы долота увеличивают нагрузку, а при бурении в мягких породах – уменьшают. В то же самое время частота вращения долота в первом случае уменьшается, а во втором – увеличивается, что и требуется для достижения хороших показателей его работы. При роторном бурении отсутствует ярко выраженная взаимосвязь параметров режима бурения и, следовательно, влияние их друг на друга, как при турбинном способе. Поэтому можно устанавливать любые комбинации параметров режима бурения. Расход промывочной жидкости устанавливается с учетом качественной очистки забоя скважины. Нагрузка на долото и частота его вращения устанавливается для каждого геологического горизонта с учетом твердости проходимых пород. Подача бурильной колонны – вертикальное перемещение на поверхности, которое осуществляется опусканием ведущей трубы в ротор на некоторую величину в результате ослабления тормоза лебедки. |