Склад бурової установки
Бурова
установка включає такі елементи: основний двигун (головний привід),
бурова вежа, подвишечное основу (фундамент), обладнання для
спуско-підйомних операцій (СПО), бурові насоси, Противибросове обладнання
(Превентори).
Основний двигун привода бурової установки
В
сучасних бурових установках як основні енергопріводов використовують
двигуни внутрішнього згоряння. Дизельне паливо - основне та легкодоступні
сировину. На деяких бурових установках застосовують двигуни, що працюють на
природному газі.
Число
і габарити головних двигунів залежать від призначення та характеристик бурової
установки. У бурових установках для неглибокого буріння (менше 1524 м)
використовують два двигуни потужністю 373-746 кВт. Для глибокого буріння застосовують
потужні бурові установки, які забезпечені трьома-чотирма двигунами,
здатними розвивати потужність 2237 кВт.
Енергія
до різних механізмів бурової установки передається механічним або
електричним шляхом. При механічній передачі енергія від кожного двигуна
передається в загальний вузол, званий трансмісією.
Трансмісія
передає енергію лебідці і ротору через втулочно-роликову ланцюг і ланцюгові
колеса. При механічній передачі енергії до бурових насосів застосовують великі
приводні ремені. При передачі електричної енергії дизельні двигуни
встановлюють на деякій відстані від бурової установки і використовують для приведення
в дію потужних енергогенераторів.
Генератори
виробляють електричний струм, який передається по дротах до
електродвигунів, сполученим безпосередньо з лебідкою, ротором і бурових
насосом.
Основне
перевага дизельно-електричної системи полягає в тому, що вона виключає
силову трансмісію. Крім того, із застосуванням дизельно-електричної системи
шум двигунів віддалений від місця роботи бурової бригади.
Бурова вишка та подвишенное підставу
Бурова
вишка.-достатньо висока і міцна конструкція, яка забезпечує спуск і підйом
обладнання в свердловину. Крім того, вишка має робоче місце - піл для
верхового робітника під час спуско-підйомних операцій.
Подвишечное
підставу служить опорою для бурової вишки, лебідки і бурильної колони.
Обладнання для спуско-підйомних операції
Спуск-підйомне
обладнання складається з лебідки, талевого системи і талевого каната. Лебідка --
основний механізм бурової установки, що дозволяє піднімати важкі вантажі і
опускати їх за допомогою дротового каната, намотаного на * барабан. Крім того,
з її допомогою бурильник, використовуючи котушки, свінчівает або розгвинчуються
бурильні труби та інші сполуки.
талевого
система включає два блоки: Кронблоки і талевого блок. Кронблоки - це нерухомий
блок, що знаходиться у верхній частині вежі. Талевого блок переміщається вгору і вниз
по вишці під час згвинчення-развінчіванія труб. Кожен блок має ряд шківів,
через які проходить талевого канат. Один кінець талевого каната, що виходить з
Кронблоки, прикріплений під подвишечним підставою до спеціального механізму
кріплення (мертвий кінець), інший-намотаний на барабан лебідки.
Використання
каната довжиною в кілька разів більше, ніж одна струна, дає виграш у
вантажопідйомності.
Після
декількох спуско-підйомних операцій талевого канат перетягують, тобто його
знімають, відсікають близько Емі подають в роботу нову частину. Таким чином, один і
та ж частина каната не залишається в інтервалах високих напруг.
талевого
канат представляє собою потужний дротовий трос, що використовується при бурінні і
заканчіваніі свердловини для підйому або спуску бурового устаткування масою
кілька десятків тонн.
Обладнання для роторного буріння
Обладнання
для роторного буріння включає ротор і роторні вкладиші ротора, провідну трубу
і додаток (зажим) під трубу (рис. 1.3), вертлюг та бурильні колону.
Рис
13 Ротор (а), роторні вкладиші (б), вкладиші для ведучої труби (в)
Рис
1.4. Клини для бурильних (а), обсадних (в) труб і УБТ (б)
Основна
ротора функція полягає в передачі обертового руху через підшипники
ведучої та бурильних труб, а також долота. Обертання долота необхідно для
руйнування породи і буріння свердловини. Закриті, крім передачі обертання ведучої
трубі, служать посадковим гніздом для клинів.
Роторні
клин (рис. 1.4)-це спеціальні пристрої, із закріпленими на внутрішній
поверхні зубчастими елементами. Вони необхідні для захоплення бурильної колони,
підвішеній в свердловині під час згвинчення або развінчіванія замків бурильних
труб або УБТ.
Потужність,
необхідна для обертання ротора, передається від основних приводних двигунів
через ланцюгову передачу трансмісії. Потужність може бути також передана
безпосередньо через вал, сполучений з двигуном - приводом ротора.
Ведуча
труба має шестикутну або квадратну форму. Її основна функція полягає
в передачі руху бурильної колоні, коли вкладиші провідної труби з'єднані з
вкладишами ротора. Провідна труба служить також каналом для подачі бурового
розчину по бурильних трубах до долота. Під час спуско-підйомних операцій
ведуча труба знаходиться в бічному отворі меншого діаметру (шурф),
пробуреної спеціально для цієї мети.
Рис.
1 5. Вертлюг
вертлюг
(рис. 1.5) встановлюють над провідною трубою. Його основна функція - виключити
передачу обертового руху від провідної труби або бурильної колони до
талевого канату. Це здійснюється обертанням нижній частині вертлюга на потужних
роликових підшипниках. Оскільки вертлюг повинен витримати вагу всієї бурильної
колони, він повинен бути дуже міцним і мати ті ж номінальні характеристики,
що і талевого блок.
вертлюг
забезпечений штропом, який встановлюють на гаку на нижньому кінці талевого блоку.
Штроп
1 виготовлений з термообробленою сталі підвищеної зносостійкості. Відведення
штропа 2 виготовлений з термообробленою сталевого сплаву підвищеної
зносостійкості і міцності (від дії високого тиску розчину). Кришка 3
служить опорою відведення. Основний елемент вертлюга - плаваюча змінна
самоустановлювальні труба 4, яка з'єднується зі стовбуром вертлюга, має внизу
ущільнювальні кільця і виготовлена з Цементовані сталі.
Верхній
ряд конічних роликів 5 (підшипник) сприймає дію осьових навантажень
(спрямованих вгору) і виключає радіальні коливання. Кронштейни з
амортизаторами 6 збільшують робочий простір в буровій вишці. Основний
7 нижній і верхній 5 підшипники забезпечують співвісність обертаються і
нерухомих деталей вертлюга. Всі деталі, що обертаються вертлюга знаходяться в
маслі, витік якого попереджає подовжене внутрішнє кільце 8 нижнього
радіального підшипника.
Крім
того, можна подавати буровий розчин в провідну трубу через бокове підключення --
відвід, за допомогою якого гнучкий буровий шланг з'єднується з вертлюгом. Буровий
шланг приєднується через стояк і поверхневу обв'язку до бурових насосів.
бурильна
колона складається з бурильних труб, УБТ, елементів компоновки низу бурильної
колони (КНБК) і долота.
бурильна
колона служить засобом передачі обертового руху долота, а також каналом
для подачі бурового розчину.
обтяжені
бурильні труби (УБТ) з великим зовнішнім діаметром застосовують в основному для
забезпечення навантаження на долото під час буріння. Досвід показав, що на долото
повинно бути докладено максимум 85% загальної ваги УБТ. Решта вага використовується
для розтягування бурильної колони, щоб уникнути її поздовжнього вигину.
Елементи
КНБК зазвичай включають УБТ, стабілізатори та амортизатори. Обтяжені бурильні
труби застосовують для створення постійної напруги розтягнення у бурильної
колоні. Стабілізатор - спеціальний пристрій з зовнішнім діаметром, близьким
діаметру свердловини. Основна функція стабілізатора полягає в запобіганні
скручування і вигину УБТ і! в управлінні напрямком бурильної колони.
Стабілізатори встановлюють між УБТ поблизу долота. Амортизатор входить до
склад КНБК для виключення ударів при вертикальному коливанні долота в процесі
буріння твердих порід. Тим самим бурильна колона і устьевой обладнання
захищаються від дії вібрацій долота.
Долото
- Основний елемент бурильної колони, який використовують для руйнування породи
з метою буріння свердловини. У долота може бути одна (наприклад, у алмазного або
полікристалічного штирьовий долота), два або три ріжучі головки, звані
шарошки (двох-або трехшарошечное долото). Останнє найбільш широко
застосовується в нафтовій промисловості.
Бурові насоси
Основний
елемент бурового насоса є поршень, що здійснює
зворотно-поступальні переміщення в циліндрі і створює тиск для
руху об'єму рідини. Бурові насоси зазвичай використовують для забезпечення
циркуляції великої кількості бурового розчину (19 - 44 л/с) по бурильних
трубах через насадки на долоті і назад на поверхню. Отже, насос
повинен створювати тиск, достатній для подолання значних сил
опору, і переміщати буровий розчин.
Застосовують
насоси двох типів:
двоциліндровий
насоси (дуплекс-насоси), що включають в себе два поршня подвійної дії (у цьому
типі насоса поршень створює тиск одночасно при поступальному і зворотному
час);
трьохциліндровий
насоси, до складу яких входять поршні одинарної дії (у цьому типі насоса
поршень створює тиск тільки при поступальному ході).
Регулювати
обсяг і тиск можна, змінюючи внутрішній діаметр циліндра (шляхом
використання циліндрових втулок різних діаметрів) або розміри поршня.
Превентори (противикидного пристрої)
Газоводонефтепроявленія
- Це небажане надходження потоку пластової рідини в свердловину, яке
може (якщо їм не управляти) перейти в фонтануванню свердловини.
Зазвичай
Превентори-це клапани, які можна закрити в будь-який момент при виявленні
газоводо-нефтепроявленій.
Превентори
бувають трьох видів:
універсальні
Превентори, які виготовлені так, щоб закритися на трубі будь-якого розміру і
форми, спущеній в свердловину. Вони зазвичай закриваються, коли свердловині загрожує
викид;
трубні
плашки двох видів: з постійним і змінним діаметрами. Плашки з постійним
діаметром призначені для бурильних труб одного типорозміру і можуть використовуватися
під час буріння. Плашки змінного діаметру призначені для ущільнення
різних типорозмірів труб;
глухі
і зрізують плашки. Глухі плашки застосовують для закриття свердловини, в якій
немає бурильної колони або обсадних труб. Зрізаються плашка - різновид
глухий плашки, яка може зрізати трубу і перекрити відкриту свердловину.
БУРІННЯ
Добре
Після
того, як встановлено, що існує потенційна нафтоносна структура,
єдиний спосіб підтвердження наявності нафти - буріння свердловини. Практично
ймовірність виявлення нафти в нерозвіданих районах становить 1: 9.
В
районах, де багато рослинності і нестійка грунт, напрямок (діаметром
762-1067 мм) вдавлюється агрегатом для забивання паль на глибину близько 30 м.
Це необхідно для захисту поверхневих шарів від розмиву буровим розчином,
що в результаті призводить до аварії на буровій. Нафтова свердловина зазвичай
починається з буріння стовбура діаметром 393,7-914,4 мм і глибиною 60-100 м.
КНБК,
необхідна для буріння свердловини великого діаметру на незначну глибину,
зазвичай складається з УБТ і одного стабілізатора. Для більш глибоких свердловин
потрібна більш жорстка КНБК з трьома стабілізаторами для буріння вертикального
стовбура або для підтримання існуючого нахилу свердловини. Типова КНБК
складається з долота, наддолотного стабілізатора, двох УБТ, стабілізатора, двох і
трьох УБТ, стабілізатора, УБТ, товстостінних бурильних труб і бурильної колони
до гирла свердловини.
Перша
колона обсадних труб (із зовнішнім діаметром 339,7-361,99 мм) називається
кондуктором і спускається, щоб забезпечити канал для бурового розчину і
запобігти розмиву верхніх шарів.
Після
того, як кондуктор зацементувати, на іншій КНБК через кондуктор спускають
долото меншого розміру і бурят новий ствол до потрібної глибини. Глибина
залежить від геологічних умов і пластових тисків. Потім спускають і
цементують наступну колону обсадних труб. Процес буріння свердловини і спуску
обсадних труб продовжується до тих пір, поки не буде досягнута глибина
залягання нафти або газу.
Остання
колона називається експлуатаційним.
Типові
розміри свердловини і обсадних труб для району експлуатації (тобто де виявлена
нафту за результатами розвідувального буріння) наводяться в табл.
Необхідно
відзначити, що використовуються і інші поєднання розмірів свердловини і обсадних
труб, крім наведених у табл.
Наведені
сполучення переважають на Близькому Сході, в Північному морі і Брунеї.
ТИПОВІ
ПОЄДНАННІ діаметр свердловини і обсадних труб
Діаметр, мм
Колона
свердловини
обсадних труб
914,4
762
Напрямок I
609,6
473,1
Напрям II
660,4
508
444,5
339,7
Кондуктор
311,2
244,5
Проміжна
215,4
114,3
Експлуатаційна або експлуатаційний хвостовик
215,4
127
.
ЗБІРКА
КНБК та бурильні КОЛОНИ
Перед
бурінням свердловини КНБК збирають на підлозі вежі. Спочатку на долото нагвинчують
наддолотний Перевідники, потім з'єднують УБТ і стабілізатори. Після цього КНБК
спускають в свердловину і підвішують у роторі на останньому замку (на муфті)
Бурильні труби укладають на кладці, прилеглих до бурової
Для
підйому кожної бурильної труби використовують малий підйомний кран, встановлений
на буровій
Кожну
трубу розміщують спочатку в шурф для двухтрубкі перед спуском її в свердловину
Провідну
трубу і її напрямні вкладиші поміщають в шурф, пробурених поруч із шурфів
для двутрубкі У під-вишечних підставі дня них виконані отвори Обидва шурфу
обсаджують трубами Провідну трубу і її напрямні вкладиші піднімають зі свого
шурфу і з'єднують з бурильної трубою в шурф для двухтрубкі Всю компонування потім
піднімають і подають до ротору для з'єднання з КНБК
Бурильні
труби з'єднують з верхньою частиною УБТ за допомогою пневматичного бурового ключа і
спеціального машинного ключа з сухарями Пневматичний ключ використовують для
первинного згвинчення, а машинний ключ - для остаточного кріплення. Після
цього бурильні колону спускають в свердловину і включають ротор для передачі
обертання бурильної колоні Провідну трубу повільно опускають до тих пір, поки
долото не досягне забою На поверхні це помітно по зменшенню ваги
бурильної колони (чи, так звана, осьова навантаження на долото) Навантаження
визначають по індикатору ваги на пульті управління бурильника, сполученого
гідравлічним шлангом з датчиком натягу, який, у свою чергу, з'єднаний
з кріпленням нерухомого кінця талевого каната.
Бурильщик
регулює навантаження на долото відповідно до вимог програми буріння,
підготовлюваний технологічним відділом Кожен тип породи вимагає різних
сполучень навантаження на долото та частоти обертання для досягнення максимальної
проходки. Таким чином, свердловину бурят при змінної осьової навантаженні на
долото, обертанні і промивання
Більшість
ведучих труб має довжину 12 м, що дозволяє пробурити свердловину на глибину 12
м, коли верхня частина провідної труби досягає ротора
Потім
свердловину бурят при додаванні додаткових труб до складу бурильної колони
(нарощування) Зазвичай спочатку нарощують по одній трубі шляхом підняття всієї
провідної труби над ротором Після цього під верхній муфтою бурильної труби
встановлюють клини для утримування її в роторі Потім провідну трубу
від'єднують і подають до Шурфу для двухтрубкі, в якому її встановлюють у муфту
заздалегідь доставлюенной в шурф бурильної труби Пневматичний ключем,
розташованим на денній поверхні, спочатку свінчівают труби, а машинний ключ
використовують для остаточного до-кріплення
Потім
провідну трубу піднімають (за допомогою лебідки) і з'єднують з бурильної трубою,
яка утримується в роторі. Нарощені бурильні колону спускають в свердловину
і починається знову процес буріння. На рис. 1.8 представлена схема процесу
нарощування.
Процес
нарощування бурильного інструменту повторюється до тих пір, поки не зноситься
долото або не буде досягнута проектна глибина свердловини. Після цього всю
бурильної колони витягують з свердловини.
Рис
1.8 Схема нарощування бурильного інструменту.
1
- Спуск бурильної труби в шурф для двухтрубкі, 2 - підйом з'єднання з містків
(стелажа) для труб, 3 - згвинчення вертлюга і ведучої труби з бурильної
трубою, 4 - посадка в муфту бурильної труби; 5 - нарощена бурильна колона
го това до буріння
УЗВОЗІ-підйомні
ОПЕРАЦІЇ
Спуск-підйомні
операції включають процес спуску бурильної колони в свердловину та піднесення її з
свердловини. Бурильної колони зі свердловини часто піднімають для заміни долота або
перед спуском обсадної колони після досягнення необхідної глибини. Спуск всій
бурильної колони здійснюють після заміни долота або при розширенні стовбура і
промивці її буровим розчином.
На
рис. 1.9 представлена схема послідовності операцій при підйомі інструмента
зі свердловини. Процес починається з підняття робочої труби над ротором, установки
клинів і відгвинчування ведучої труби і вертлюга з верхнього з'єднання бурильної
колони і їх встановлення в шурф під провідну трубу.
Бурильні
труби за допомогою елеватора й лебідки піднімають над підлогою вежі. Елеватори для
підйому бурильних, обсадних і насосно-компресорних труб (НКТ) представлені на
рис. 1.10, а, б, в відповідно. Елеватор є пристроєм типу
хомута, яке фіксується на трубі, що дозволяє піднімати бурильні
колону з свердловини.
Рис
1 9 Схема послідовності підйомних операцій [2] 1 - шурф під двухтрубку, 2 --
палець, 3 - сталева балка; 4 - піл для верхового
робочого
Бурильні
колону зазвичай отримують комплектом з трьох труб (свічка бурильних труб). Свічку
бурильних труб (довжиною близько 28 м) піднімають над ротором і раскрепляют в замку
машинними ключами та пневмораскрепітелем або за допомогою зворотного обертання
ротора. Верхню частину свічки приймає верхової робітник, що розташовується на
полу, де він звільняє свічку з елеватора. Потім верхню частину свічки
направляють за спеціально призначений для цього палець, встановлений на рамі
для свічок (свічнику). До цього робітник, який працює у ротора, подає кінець
свічки до свічники (майданчику на підлозі вишки), який розташований під полами
верхового робітника. Вільні елеватори потім опускають і закріплюють на
що залишилася бурильної колоні, клини для захоплення прибирають з ротора і наступну
свічку бурильних труб витягають із свердловини.
Цей
процес продовжується до тих пір, поки вся бурильна колона не буде піднята з
свердловини і встановлена в буровій вишці.
При
узвозі послідовність та ж, що і при підйомі, але в зворотному порядку, т.
тобто трубу піднімають з підсвічники з допомогою елеватора. К. НБК, що включає долото
і УБТ, спускають в свердловину в першу чергу.
Коли
свердловина пробурена, випробувана і закінчена, свічки бурильних труб розбирають на
окремі труби для пересування на нову бурову.
Рис
1 10 Елеватори для труб
каротажу,
ОБЛАДНАННЯ І ЗАКАНЧІВАНІЕ Добре
Після
буріння свердловини до проектної глибини зазвичай проводять свердловинні дослідження
(каротаж), як у відкритому, так і в обсаджене стовбурі за допомогою спеціальної
апаратури, що спускається на кабелі.
Основні
поділи дослідження свердловини в необсаженном стовбурі - визначення пористості,
водонасиченому і меж продуктивної зони або зон. Ці параметри необхідні
для встановлення кількості витягуваної нафти і часу експлуатації пласта.
Хімічні дослідження детально викладені в роботі. У більшості розвідувальних і
експлуатаційних свердловин проводять поточні дослідження і визначають пластовий
тиск, тип і якість вуглеводнів. Експлуатаційні дослідження проводять
для визначення показника продуктивності нафтової чи газової свердловини.
Випробування випробувачем пласта, спустили на колоні бурильних труб, проводять з
метою контролю свердловинних експлуатаційних характеристик, для визначення видів
флюїда і деяких пластових параметрів.
Заканчіваніе
нафтової свердловини включає встановлення експлуатаційного пакера, спуск колони НКТ
і перфорації продуктивної зони (зон). Експлуатаційний пакер встановлюють
безпосередньо над продуктивною зоною, в результаті чого з-атрубное
простір ізолюється від пластового тиску, а також обмежується
надходження рідини в НКТ. НКТ нагвинчують на подвесное пристрій у колоною
голівці (рис. 1.15) і встановлюють в котушку колоною головки.
В
районах з кількома нафтовими пластами в одній і тій же свердловині не можна
допускати подвійну експлуатацію, коли дві колони НКТ спускають в різні
продуктивні зони. Таким чином, необхідно два пакера для ізоляції
продуктивних зон від затрубний простору.
До
верхнього фланця котушки головки НКТ приєднують фонтанні арматуру (ялинку).
Фонтанна
арматура - це сталеве пристрій із порожнім каналом всередині, поєднане з
верхньою частиною НКТ. Вона має ряд клапанів для управління потоком
вуглеводнів, що надходять з
свердловини.
П
Рис.
1.15. Схема обладнання для експлуатації свердловини двома колонами НКТ:
/
- Башмак обсадної колони діаметром 177,8 мм; 2,3 - інтервали перфорації для
довгої і короткої колон НКТ; 4, 28 - напрямний безмуфтовий башмак
діаметром 60,3 мм з різьбою типу CS для спуску приладів на кабелі; 5 - короткий
безмуфтовий Перевідники з різьбою типу CS; 6 - ніпельні Перевідники діаметром
60,3 мм типу XN фірми «Отіс» (має звужене прохідне отвір); 7 --
перфорована труба-фільтр діаметром 60,3 мм; «- труба НКТ діаметром 50,8
мм; 9, 21 - ніпельні Перевідники діаметром 60,3 мм типу X фірми «Отіс»; 10, П -
НКТ діаметром 60,3 мм;// - Перевідники НКТ 60,3 X73 мм; 12 - НКТ діаметром 73
мм; 13 - коротка колона НКТ 60.3Х Х73 мм; 14 - довга колона НКТ діаметром
73 мм; 15 - обсадна колона діаметром 219 мм; 16 - підвіска потайний обсадної
колони діаметром 177,8 мм; 18 - пристрій типу SSD фірми «Отіс» з ковзної
бічній дверцятами; 19 - секція захисних труб діаметром 60,3 мм; 20 - башмак
обсадної колони діаметром 219 мм; 22 - локатор (посадковий Перевідники) типу
G-22 фірми «Бей-кер»; 23 - пакер типу F-1 фірми «Бейкер»; 24 - ущільнювальне
пристрій; 25 - безмуфтовие перфоровані труби діаметром 60,3 мм з різьбою;
26 - ніпельні Перевідники діаметром 60,3 мм типу XN; 27 - короткий Перевідники
діаметром 60,3 мм; 29 - потайная колона діаметром 177,8 мм
ДОЛОТО
ДЛЯ роторному бурінні
Бурове
долото-невід'ємна частина бурильної колони, і його правильний вибір неможливо
переоцінити. Бурове долото руйнує породу в результаті сумісної дії
осьового навантаження і крутного моменту. Зруйнована порода вимивається з забою
буровим розчином, дозволяючи долота руйнувати знову утворену поверхню. У
результаті цього процесу-руйнування породи та очистки вибою - утворюється стовбур
свердловини.
В
цьому розділі викладені результати роботи шарошечні доліт для роторного буріння
і'пріведен короткий огляд типів доліт з алмазними полікристалічний
вставками.
Долота
застосовуються при бурінні г.п. в руднику «Залізний» ВАТ КГОКа.
шарошечні
ДОЛОТО
шарошечні
долото складається з шарошок конічної форми, які обертаються навколо
власної осі та осі долота.
Ці
долота найбільш широко використовують при бурінні нафтових свердловин, а також
родовищ твердих корисних копалин і для цілей цивільного
будівництва. Вперше ці долота були застосовані в 1920 р. В даний час
буріння 95% обсягу проходки нафтових свердловин здійснюється шарошечні
долотами.
шарошки
долота забезпечені фрезерованими зубцями, виконаними з тіла шарошки, або
вставками карбіду вольфраму. Долота з фрезерованими зубцями використовують при
бурінні м'яких порід, а штирові долота-середніх і твердих гірських порід ..
Існують
три типи шарошечні доліт:
1)
двухшарошечние долота, що виготовляються в даний час тільки з фрезерованими
зубцями, що обмежує їх застосування для м'яких порід;
2)
трехшарошечние долота, які виготовляють як з фрезерованими зубцями, так і
зі вставками з карбіду вольфраму (рис. 4.1); викладене нижче, в основному,
відноситься до трехша-рошечним долота;
3)
четирехшарошечное долото, яке виготовляють тільки з фрезерованими зубцями і
використовують в даний час для свердловин великого діаметру, тобто 660,4 мм і
більше.
Рис 4 1 штирьовий долото зі вставками з
карбіду вольфрам
ТРЕХШАРОШЕЧНОЕ
ДОЛОТО
В
трехшарошечном долоті застосовують три ріжучих шарошки, кожна з яких
укріплена на лапі на відповідному підшипниковому вузлі. На рис. 4.2 та 4.3
наведені елементи доліт з фрезерованими зубами і зі вставками з карбіду
відповідно.
Трехшарошечное
долото складається з трьох однакових за розміром шарошок і трьох ідентичних лап
(рис. 4.4). Три лапи зварені разом і утворюють циліндричну секцію, яка
має різьблення для приєднання до бурильної колоні. У кожній лапі виконано
отвір (для циркуляції розчину), діаметр якого може змінюватися шляхом
установки насадок різних діаметрів (див. рис. 4.3). Насадки використовують, щоб
створити звуження для отримання високої швидкості витікання рідини та ефективної
очищення стовбура свердловини. Розчин, прокачуємо через бурильні колону,
проходить через три насадки і в кожну насадку надходить третина потоку (якщо все
насадки однакового діаметра).
Конструкція
шарошечні долота залежить від типу і твердості породи, а також від діаметра
свердловини, яку слід пробурити. Твердість породи визначає тип і склад
матеріалу, який використовується для виготовлення ріжучих елементів. Застосовувана сталь
має високий вміст нікелю і, крім того, зміцнюється додаванням
молібдену.
Рис.
4 2. Елементи долота з фрезерованими зубцями
/,
7 - вершина і ocнованіе зубця 2 - зубець; 3, 6, 8 - шарошки Л '2, 1 і 3
відповідно, 4-межвенцовая розточування, 5 - виїмка між зубцями 9 --
промивна канавка 10-копьевідная вершина;//, 14 - калібр поверхні
периферійних зубців з ріжучими крайками відповідно L і T-подібної форми,
12 - тильна сторона шарошки з твердим покритому 13-направляюча поверхню
шарошки.
Рис.
4.3 Елементи долота зі вставками з карбіду вольфраму:
/,
3, 9 - шарошки № 2, 1 і 3 відповідно, 2 - штирі з шпилястий робочої
головкою, 4 - подовжені штирі з шпилястий робочої головкою; 5 - плоскі
твердосплавні вставки; 6 - крок (змінний) між твердосплавними вставками; 7
- Отвір насадки; 8 - межвенцовая розточування (канавка); 10 - штирі з
шпилястий робочої головкою калібрує вінця шарошки,// - штирі
внутрішнього вінця шарошки.
РНС
4. 4 Долото з герметизований опорою:
а
- Загальний вигляд, б - лапа,/- ніпель, 2 - приварні кришка (пробка); 3 - мастило,
4 - канал для змащення, 5 - приварний замковий палець; 6 - козирок лапи, 7 --
сальникове ущільнення підшипників, 8 - зовнішній роликовий підшипник; 9 --
кульковий підшипник, 10 - кінцевий опорний підшипник, 11 - цапфа; 12 - втулка
цапфи, 13 - шарошка, 14 - зрівняльне отвір, 15 - діафрагмовий компенсатор
(сільфон)
Особливості
конструкції
Конструкція
долота визначається властивостями породи і діаметром свердловини. Лапи і цапфи
ідентичні, але форма і розподіл різців на шарошки різні [2].
Конструкція долота забезпечує рівномірну нагруженність трьох лап.
При
проектуванні й виготовленні трехшарошечних доліт Для м'яких і твердих порід звичайно
враховують наступні фактори: кут нахилу цапфи; величину зсуву, форму
зубців; тип підшипників і взаємозв'язок між зубцями і підшипниками.
Кут
нахилу цапфи. Цапфа долота представляє собою опорну поверхню, що несе
навантаження, і складається з підшипників (див. рис. 4.4). Кут нахилу цапфи визначається
як кут, утворений лінією, перпендикулярної до осі цапфи, і віссю долота. На
рис. 4.5 показаний розріз лапи трехшарошеч-ного долота. Кут 6 визначає кут
нахилу цапфи.
Кут
нахилу цапфи безпосередньо впливає на розміри шарошки. Збільшення кута нахилу
цапфи веде до зменшення кута основного конуса шарошки, що, у свою чергу,
відбивається на розмірах долота. На рис. 4.6 показано, як зменшуються розміри
шарошки, якщо кут нахилу цапфи збільшується від 0 до 45 °. Чим менше кут
нахилу цапфи, тим більше калібрующе-Фрезер дію трьох конічних
шарошок [1]. В міру зростання кута цапфи (починаючи з нуля) форма шарошок
повинна бути такою (див. рис. 4.6), щоб виключити їх зачеплення один з одним.
Отже, кут нахилу цапфи впливає на розміри і форму шарошки.
Оптимальні
кути нахилу цапфи шарошечні доліт для м'яких і твердих порід становлять 33 і
36 ° відповідно.
Рис.
4.5. Схема визначення кута нахилу цапфи:
/
- Ось долота; 2 - ось цапфи; 3 - цапфа
Рис.
4.6. Вплив кута нахилу цапфи на розміри шарошки:
а
б, в, г, д - кут нахилу цапфи 0, 15, 30, 36 і 45 ° відповідно Темним
показані частини, які видаляються
Рис.
4.7. Конструкції шарошок: а - перекочується шарошки; 6 - для чягмей породи;
в - без зміщення осей шарошки щодо осі долота, I - ось шарошки і опори
підшипників; 2 - ось долота * 3 - вершина; 4 - кут конуса шарошки; 5-т вершина
внутрішнього кута; 6 - вершина кута периферійного конуса шарошки; 7,8 - кут
відповідно периферійного та внутрішнього конусів шарошки; 9 - зсув; 10 --
ось цапфи;//-вершина кута зсуву; 12 - кут зміщення.
Рис.
4.8. Схема розташування зубців сусідніх шарошок.
Зсув
осі шарошки. Зміщення осей шарошок визначається як горизонтальне відстань
між віссю долота і вертикальною площиною, що проходить через цапф [3].
Вплив зміщення осі і конструкції шарошки на руйнування породи показано на
рис. 4.7. Шарошка, наведена на рис. 4.7, а, має вершину в центрі обертання
долота і рухається по колу з центром у вершини. Така схема визначає чисте
кочення. Шарошка з двома основними кутами, жоден з яких не має вершини
в центрі обертання долота, представлена на рис. 4.7, б. У цьому випадку конічна
поверхню периферійного ряду обертається навколо своєї теоретичної вершини, а
внутрішня конічна поверхня шарошки - навколо власної вершини. Так як
шарошка обертається навколо центральної осі долота, то вона прослизає при
обертанні, зрізаючи породу.
Практикою
встановлено, що м'які породи ефективно руйнуються за рахунок
дробяще-сколюють дії. Цей ефект посилюється внаслідок зсуву
осьових ліній шарошок від центру обертання долота (мал. 4.7, в). Величина зміщення
осей залежить від міцності породи. Для м'яких порід трехшарошечное долото
виготовляють з великим зміщенням, щоб шарошки прослизали під час кочення
з вибою свердловини. Тверді породи характеризуються крихкістю, високою
міцністю і ефективно руйнуються за рахунок дробяще-сколюють дії.
Долото відчуває значну осьову навантаження, щоб подолати міцність
породи на стиск безпосередньо під зубцем і зруйнувати її. Для твердої породи
срезивающіе зусилля не потрібні і, отже, зміщення осей відсутній.
Для
порід середньої твердості кут зміщення осей може становити 2 °.
Зубці.
Довжина і геометрія зубцівбезпосередньо пов'язана з міцністю руйнується
гірської породи, висота обмежується розміром шарошки і конструкцією
підшипників.
При
конструюванні враховують наступні фактори.
1.
Розташування зубців на шарошки і їх взаємне розташування на сусідніх шарошки,
які визначаються міцністю зубці, його висотою і значенням кута при вершині
[3]. Взаємне розташування зубця сусідніх шарошок (рис. 4.8) забезпечує їх
зачеплення для очищення і, у свою чергу, ефективне буріння.
2.
Форму і довжину зубців, які визначаються характеристиками разбуріваемой
гірської породи. Довгі, гострі і розташовані з великим кроком зубці використовують
для буріння м'яких пластичних порід. У м'яких породах застосовують довші зубці,
що дозволяє одержати значний обсяг породи. Велика відстань між
зубцями сприяє легкому видаленню уламків породи і самоочищення долота.
Кут при вершині зубця долота для м'яких порід змінюється від 39 до 42 °.
Для
твердих порід зубці виготовляють коротше, вони мають менший кут загострення і
розташовані більш часто, щоб витримувати високі стискають навантаження,
необхідні для руйнування. У цьому випадку зубці не проникають в породу, а
здійснюють її розрив за рахунок додатку високих стискаючих навантажень.
Долото
для порід середньої твердості має невелике число зубців і середні кути при
вершині 43-45 ° [2]. Кут при вершині зубців долота для твердих порід складає
45-50 °.
3.
Типи зубців. Зубці трехшарошечного долота можуть бути фрезерованих або
вставного типу. Фрезеровані зубці вирізують з корпусу шарошки (див. рис. 4.2),
одна сторона зубця має тверду поверхню, покриту твердосплавним
матеріалом типу карбіду вольфраму, щоб забезпечити самозагострювальної дію. Так
як неармовані сторона зношується, то вона має гостру крайку.
Значна довговічність зубця досягається шляхом покриття карбідом вольфраму
одного боку повністю, а протилежної - частково [2]. Така конструкція
зменшує знос зубця.
Рис.
4 9. Види вставок для різних порід:
а
- Для м'яких, б - для м'яких і середньої твердості, по-для середніх і твердих; г --
для твердих
Рис.
4 10 Схема підшипника типу ролик - кулька - ролик:
1
- Зовнішній роликовий підшипник, 2,3 - кульковий й роликові підшипники.
Долота
з фрезерованими зубцями найбільш широко використовують при бурінні дуже м'яких
порід, в яких потрібні невеликі навантаження.
Для
твердих порід застосовують шарошки зі вставками штирьовий типу. Вставки
виготовлені з карбіду вольфраму і запресовані в отвори, попередньо
просвердлені в корпусі шарошки.
Існують
декілька форм вставних зубців, кожна з яких призначена для
відповідної твердості разбуріваемой гірської породи (рис. 4.9). Гострокінцеві
вставні
зубці
використовують для буріння м'яких порід, а круглі і напівсферичні вставки
застосовують для буріння середніх і твердих порід. На рис. 4.1 показано долото
штирьовий типу з остр
