- •Раздел 1. Подготовительные работы к строительству скважины.
- •Раздел 2. Строительство вышки, привышечных сооружений, зданий котельных, монтаж и демонтаж оборудования.
- •Раздел 3. Бурение и крепление скважины.
- •Раздел 4. Испытание скважины на продуктивность.
- •2. Строительно-монтажные работы. Виды работ. Методы строительства вышки, привышечных сооружений и монтажа оборудования. План расположения оборудования. Порядок сдачи смонтированной бу бригаде.
- •Агрегатный метод монтажа
- •Мелкоблочный метод монтажа
- •Крупноблочный метод монтажа
- •3 Подготовительные работы к бурению скважины.Что относится к подготовительным работам? в какой последовательности и как эти работы выполняются? Подготовительные работы к бурению скважин
- •Буровые насосы.
- •Буровые лебедки.
- •Талевая система.
- •Силовое оборудование.
- •5. Механическое бурение. Режимы бурения ( проектные и фактические). Режимно-технологические карты. Порядок отработки долот.
- •Влияние частоты вращения долота
- •Влияние свойств бурового раствора.
- •Особенности режимов вращательного бурения.
- •6 Буровые долота применяемые в целом по убр, показатели их работы. Износ вооружения и опор долот при бурении в различных горных породах.
- •Турбобуры
- •Винтовой забойный двигатель
- •8.Спо. Расстановка рабочих буровой бригады при спо. Распределение обязанностей и подготовка рабочего места . Сборка кнбк и бурильной колонны
- •Типы профилей и рекомендации по их выбору
- •Технические средства направленного бурения
- •10. Компоновка бурильного инструмента, применяемые при бурении различных интервалов. Характерные виды износа труб и замков. Контроль за состоянием бурильных труб и отбраковка.
- •12.Заключение. Литература
Турбобуры
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 N, перепадом давления DР и коэфициентом полезного действия h.
Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n , тем меньше М, и наоборот.
В этой связи различают два режима работы турбины: тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения , и холостой, когда n достигает максимального , а М=0. В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором – совершенно снять нагрузку.
Максимальное значение мощности достигается при частоте вращения турбины n = n0.
Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения называется экстремальным. Все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n и, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура. Режим, при котором коэфициент полезного действия h турбины достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на оптимальном режиме , т.е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине DР минимальны.
При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и h располагались близко друг к другу. Линия давления DР таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.
Таким образом, при постоянном расходе бурового раствора Q параметры характеристики турбины определяются частотой вращения ее ротора n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).
При изменении расхода бурового раствора Q параметры характеристики турбины изменяются совершенно по другому.
Пусть при расходе бурового раствора Q1 и соответствующей этому значению частоте вращения ротора турбины n1 при оптимальном режиме турбина создает мощность N1
и вращающий момент М1 , а перепад давления в турбине составляет DР1. Если расход бурового раствора увеличить до Q2 , параметры характеристики турбины изменятся следующим образом:
n1 / n2 = Q1 / Q2 ;
N1 / N2 = (Q1 / Q2)3
М1 / М2 = (Q1 / Q2)2
DР1 / DР2 = (Q1 / Q2)2
Видно, что эффективность турбины значительно зависит от расхода бурового раствора Q. Однако увеличение расхода Q ограничивается допустимым давлением в скважине.
Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению плотности бурового раствора r.
N1 / N2 = М1 / М2 = Р1 / DР2 = r1 / r2
Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности r не зависит. Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.
ГОСТ 26673-90 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.
Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 – 25% бурового раствора.
Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.
Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.
Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию – шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть – к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем .
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 . Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя – кернорвателем, вмонтированным в переводник . Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их – клапанный узел . Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.
Керноприёмник подвешан на опоре , установленной между переводником к БК и распорной втулкой . Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.