Ответы на вопросы по по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

«Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

• Функции бурильной колонны и усилия, возникающие в ней при проводке скважины. Как формируют осевое усилие на долото при углублении скважины?

Функции бурильной колонны: При роторном бурении: за счет веса колонны создастся осевая нагрузка на долото; передается вращающий момент (Мвр) от ротора долоту, причем постоянно в процессе углубления скважины; подается циркуляционный агент для очистки забоя скважины от выбуренной или обвалившейся породы, а также для охлаждения элементов бурильного инструмента, в первую очередь, долота; осуществляются ловильные работы при аварийной ситуации с бурильным инструментом; устанавливаются отклоняющие устройства для искривления оси скважины в заданном направлении; на бурильных трубах опускают испытатели пластов или пробоотборники, нижние секции обсадных колонн (при ступенчатом цементировании скважины) и хвостовики обсадных колонн; устанавливают цементные мосты в скважине. При бурении с ГЗД выполняются все перечисленные функции, но бурильная колонна вращается периодически, а постоянно колонна воспринимает реактивный момент забойного двигателя. Кроме того, по внутреннему каналу колонны подается энергия потока жидкости для работы ГЗД. При электробурении внутри бурильной колонны секциями монтируется электрокабель, по которому к электробуру подается энергия. При всех способах бурения колонна прямо или косвенно является каналом связи с забоем, при этом осуществляется: механическая связь путем разгрузки части веса колонны на забой и изменения осевых усилий в бурильном инструменте, а также связь по потоку жидкости, движущейся в канале колонны. Осевая нагрузка на долото: G=Р_h*F_к, Р_h – твердость горных пород по штампу, МПа, (Па); F_к – проекция площади контакта нескольких зубцов долота в момент окончания единичного силового контакта (вдавливания) зубцов с породой.

2. Конструкции труб ТБпк и Д16-Т, привести схему; состав материала этих труб.

Бурильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля). Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбы) и представляют собой бурильную трубу сборной конструкции, либо посредством сварки. Для свинчивания в свечи на присоединительных концах нарезается замковая резьба 5286 (на ниппеле наружная, на муфте внутренняя). Для увеличения прочности соединений концы трубных заготовок. увеличивают толщину стенки. Стальные бурильные трубы с приваренными замками предназначены преимущественно для роторного способа бурения, но также используются и при бурении с забойными гидравлическими двигателями. ТБП выпускают в соответствие с ГОСТом Р 50278 трех разновидностей: ПВ — с внутренней высадкой; ПК — с комбинированной высадкой; ПН — с наружной высадкой. Изготовляют трубные заготовки из стали групп прочности Д, Е, Л, М, Р с пределом текучести, соответственно: 373, 530, 637, 735, 882 МПа длиной 12 м. Присоединительные концы — бурильные замки — изготовляют из стали 40 ХН для труб из стали групп прочности Д, Е. Для труб из стали групп прочности Л, М, Р замки изготовляются из стали 40ХМФА В качестве элементов, вводимых в состав сплава и улучшающих его свойства, используют медь (занимает порядка 4,4 процента массы), магний (1,5 процента), марганца (0,5 процента) и небольшое количество кремния и железа. Трубы Д16Т применяют при бурении с использованием забойных гидравлических двигателей. Низкая плотность материала — 2780 кг/м3 (у стали 7850 кг/м3) позволяет значительно облегчить бурильную колонну без потери необходимой прочности. Для изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль Д16 (сплав из системы «Алюминий-Медь-Магний») для повышения износостойкости, упрочняемая термообработкой и получившая шифр Д16Т. Предел текучести Д16Т составляет 330 МПа. Бурильные замки для ЛБТ изготовляют согласно ТУ 39-0147016-46 из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа) облегченной конструкции — ЗЛ.

3. Формулы для расчета длин УБТ при разных способах бурения скважин.

Определив диаметр УБТ, вычисляют их длину. При роторном способе бурения по формуле: где 1,25 – коэффициент завышения веса УБТ; Р_дол — нагрузка на долото, МН; q_убт — вес 1 м УБТ, МН; При бурении забойными двигателями (турбинный способ) длину УБТ определяют по формуле: где G — вес забойного двигателя, МН.

4. Выражение для расчета максимальной растягивающей нагрузки, действующей на верхнюю часть бурильного инструмента при подъеме его из скважины.

Напряжение растяжения σ_р (в Мпа) у устья скважины (в верхней бурильной трубе) определяется из выражения где Q_кр — нагрузка на крюке при подъеме колонны с вращением или при бурении (Q_кр  -Р_при) при заданной осевой нагрузке на породоразрушающий инструмент — Р_при; S — площадь поперечного сечения бурильной трубы, м2; k_пр — коэффициент, учитывающий дополнительное сопротивление при подъеме, зависящий от интенсивности искривления и геологотехнических условий бурения, выбираемый в диапазоне от 1,2 до 1,8; при бурении скважин в крепких устойчивых породах с малой им интенсивностью искривления и при больших радиальных зазорах k_пр=1,2, а при бурении в мягких породах при большой толщине глинистой корки на стенках скважины k_пр= 1,6; k_с.т — коэффициент, учитывающий увеличение веса колонны в зависимости от вида соединения; для муфтово-замкового соединения — k_с.т=1,1, для ниппельного k_с.т=1,05; q — вес м трубы, Н/м; L — длина колонны (глубина скважины), м; θ_ср -Средний зенитный угол: (θ₀ — начальный зенитный угол; J₀ — средняя интенсивность искривления, град/м); μ — коэффициент трения бурильных труб о стенки скважины, при практических расчетах θ=0,3; ρ_ж, ρ_м — плотности, соответственнo, промывочной жидкости и металла труб.

5. Методика проектирования бурильной колонны.

Проектирование бурильной колонны заключается в выборе оптимального варианта из множества допустимых. За оптимальную колонну принимается такая, для которой вес минимален, и максимально используются трубы низких групп прочности. Проектирование начинается с выбора компоновки низа бурильной колонны (КНБК), т.е. с определения диаметра и типа основной ступени УБТ, калибраторов, промежуточных опор, центраторов, стабилизаторов, если планируется их применение. Диаметр УБТ определяется в соответствии с рекомендациями справочника, а тип – со способом и условиями бурения. Далее проектируется колонна бурильных труб, т.е. определяется тип и диаметр труб, тип замковых соединений. Диаметр труб принимается согласно нормативных актов. Выбор типа труб производится на основании приоритетного перечня, в котором указана последовательность их рассмотрения при проектировании. Основной критерий приоритетного перечня – стоимость труб. После выбора типа бурильных труб принимают наименьший из всех рекомендуемых наружный диаметр бурильных труб. Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию бурильных труб (диаметр которых был определен при расчете УБТ) длиной не менее 250‑300 м из труб возможно более низкой труппы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к колонне БТ). Причем для роторного способа бурения эти трубы должны обладать повышенным пределом выносливости (ВК, ПВ, ПК).

6. Понятие о вибрациях бурильного инструмента. Расчет частоты осевых вибраций долота при роторном бурении скважин.

Вибрации – вынужденные механические колебания. Для возникновения вибраций необходим источник:

• взаимодействие между долотом и разбуриваемой породой;
• вращение бурильной колонны и её взаимодействие со стволом скважины;
• работа буровых насосов;
• работа ВЗД.

Роторное бурение с низкими значениями n (20-80 мин-1) и большими крутящими моментами (150-500 кН·м) обеспечивает возможность эффективного разрушения почти всех видов горных пород осадочной толщи при использовании различных, в том числе требующих больших удельных моментов, лопастных алмазных долот с большим скольжением. Влияние вибраций особенно велико при разбуривании твердых и крепких горных пород шарошечными долотами и бурильными головками. Наиболее интенсивная вибрация возникает в сильно трещиноватых породах, а также в породах резко перемежающейся твердости. Чем сильнее вибрирует долото, тем в более тяжелом режиме приходится работать бурильной колонне и наземному оборудованию. Значительная вибрация бурильной колонны не позволяет выдерживать оптимальный режим бурения. В этих условиях единственно правильным решением является снижение n и Р_д. Это позволяет выйти из критической зоны и уменьшить вибрацию до допустимых пределов, однако ведет к снижению производительности долот и увеличению стоимости 1м бурения. Восстановить оптимальное сочетание Р_д и n, избежать недопустимо сильной вибрации в бурильной колонне можно достигнуть с помощью наддолотного амортизатора. Критическая частота вращения трехшарошечного долота может быть рассчитана из выражения n_кp=60ƒ/3=20ƒ, где ƒ — частота колебаний долота по данным многочисленных наблюдений составляет три цикла за каждый оборот, с-1. Собственная частота продольных колебаний УБТ (в с-1) определяется из выражения ƒ₁=1284/l_у где l_у — длина УБТ, м.

7. Охарактеризовать роль вибраций на работу различных элементов бурильного инструмента и на ТЭП.

Принято выделять статическую(Gст) и динамическую(Gд) нагрузку на забой(долото). Процесс вибрации в б.и. появляется при его динамическом поведении. Так при динамических нагрузках механические возмущения в любом элементе б.и., в массиве горной породы и в потоке б.п.ж. вызывают упругие волны, распространяющиеся в возмущенной среде. Каждая волна несет потенциальную энергию деформации и кинетическую энергию движения, при этом энергия затрачивается на упругие и пластические деформации элементов б.и.(часть её идет на разрушение г.п., а часть рассеивается в виде тепла). Энергия колебания по мере увеличения расстояния её пробега уменьшается, приближаясь к нулю(вибрация затухает). Источники вибрации при роторном бурении(ротор и буровые насосы), при турбинном(буровые насосы, снабжающие энергией турбобуры). Причины появления колебаний в скв. оборудовании: 1-периодичность подачи жидкости буровым насосом. 2-взаимодействие колонны со стенками скважин. 3-характер работы забойного двигателя и долота на забое скважины. Колебания: 1-осевые(продольные), 2-крутильные, 3-изгибные (поперечные). При равенстве вынужденной и собственной частоты колебаний может возникнуть явление резонанса, что приведет к повышению напряжений в б.и. и поломкам. При излишней вибрации происходит процесс биения в системе долото-порода(с использованием шарошечных долот), что приводит к повышенному износу элементов долота и снижению скорости бурения, также с использованием долот истерающе-режущего типа при действии крутильных колебаний возникает проскальзывание элементов долота относительно породы в результате неравномерного распределения энергии, необходимой для кручения.   Осевые  и крутильные зубцовые  вибрации  до определенного момента способствуют увеличению интенсивности разрушения горных пород, однако одновременно с этим ускоряют износ практически всех элементов б.и. Для оптимизации работы с вибрацией , её можно контролировать: 1-подбирать оптимальную нагрузку на долото , скорость прокачки насосов, вращение б.и.( при   роторном   бурении ), 2-ввод в нжнюю часть б.и. калибраторов, центраторов, удлинителей (вала гзд). 3-размещают в колонне б.и. разделители, отражатели, амортизаторы(демпферы)

8. Понятие о режиме углубления скважин и его параметрах. Методика проектирования режима при турбинном бурении.

В процессе углубления  скважины  можно изменять определенные параметры, которые принято называть параметрами режима  бурения :  осевая  нагрузка на долото  G, условно разделяемая на динамическую и статическую составляющие; расход промывочной жидкости и параметры, характеризующие ее свойства; частота  вращения долота (или  бурильной  колонны – для  роторного  бурения). Без прекращения процесса углубления скважины можно изменять и давление на выкиде бурового насоса или в бурильной колонне, и вращательный момент для работы долота или на валу забойного двигателя (ГЗД). Но Рн, Мв и Мд не принято относить к параметрам режима бурения, хотя Рн является одним из главных и управляемых параметров, который определяет работу ГЗД и оказывает соответствующее влияние на темп углубления скважины. Когда проектируется режим турбинного бурения, то обычно одновременно выбирается турбобур, причем Q определяется с учетом энергетических условий. Решение задачи выбора Q из указанного условия и турбобура подчинено трем основным требованиям: 1) подведение к турбобуру наибольшей возможной при данных условиях гидравлической мощности; 2) полное использование подведенной мощности в турбине турбобура; 3) реализация этой мощности при наиболее благоприятном соотношении между вращающим моментом и числом оборотов, т. е. преимущественно по линии вращающего момента. Выполнение первого условия достигается принятием расхода промывочной жидкости по возможности близким к значению оптимального расхода. Для выполнения второго условия выбирается такое число ступеней турбины, при котором перепад давления на турбобуре равен разности между максимально допустимым давлением на насосах и давлением, необходимым для преодоления гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе. Третье условие выполняется выбором турбобура максимально допустимого диаметра для данного диаметра долота. Если число ступеней турбины менять нельзя, то турбобур выбирается на основе опыта бурения, a Q берется меньшей величины из условия полного использования мощности насосов и из условия их прочности или прочности манифольда. Окончательную подачу промывочной жидкости выбирают с учетом технологических условий и других факторов, указанных выше. Если окажется, что Q<Qmin, то необходимо предусмотреть соответствующие мероприятия, обеспечивающие удовлетворительную очистку забоя и ствола скважины. В частности, можно применить турбобур с полым валом. В ряде случаев требуется проверить надежность запуска выбранного турбобура при данные условиях.

9. Методика проектирования расхода промывочной жидкости при разных способах бурения. Как окончательно принимают величину проектного расхода?

Расход ПЖ (Q) следует проектировать так, чтобы технология углубления скважины принятым способом осуществлялась в заданном режиме. В общем случае проектная величина Q должна находиться в пределах: Qmin ≤ Q≤ Qmax. Мин. значение Q проектируется с выполнением условия нормальной очистки забоя и скважины от выбуренной породы или осыпающейся в скважине породы. Верхний предел Q может быть обусловлен разными причинами. При норм. условиях проводки скважины в первую очередь следует проектировать технологически необходимый расход (Qтн), поддержание которого обеспечивает все необходимые затраты мощности при бурении с ГЗД. Q=Vвос·SКП м3/сек, где 5,72 – учитывает постоян. Реттингера и скорость подъема частицы в потоке жидкости. dч – условный диаметр частиц выбуренной породы, п, 2 – плотность разбуриваемых пород и ПЖ в кольцевом пространстве скважины, Fкп – площадь кольцевого пространства за бурильной колонной. Величину Qmin следует проектировать соответственно интервалам пород по буримости и изменению Fкп по глубине скважины, причем Qmin, рекомендуется увеличить на 20-30%. Расчет расхода Qтн: Q=Fн·0,75 м3/сек Fн = π·dН/4·m м2, где Pmax – макс. давление на выкиде бурового насоса; В – коэф. гидросопротивлений. Расход Q следует менять по интервалам условно одинаковой буримости, а это значит, что таким образом надо менять и цилиндровые втулки насосов, и даже иногда ГЗД, что менее выгодно, чем, несколько снизив Q, оставлять неизменным диаметр цилиндровых втулок бурового насоса на нескольких интервалах по буримости, не меняя ГЗД на более длительном интервале бурения. В этой связи предложен «рациональный» расход. Qр = (0,85-0,90)• Qтн. Очевидно, что при нормальных условиях бурения, когда Qmin значительно меньше Qтн, предпочтительно: Qр <Q<Qтн.

10. Проектирование диаметра струйных насадок долота при известной величине перепада в его промывочном узле (Рдт); функции Рдт.

Если можно обеспечить такую подачу буровых насосов, которая достаточна для хорошей очистки ствола, то  диаметр  долотных  насадок  можно выбирать обычным путем так, чтобы гидравлическая мощность на  долоте  была оптимальной. При выборе  диаметра   насадок  очень важно иметь в виду, что:

• Для некоторых забойных гидравлических двигателей существует оптимальный диапазон перепада давления в долоте .
• При бурении хрупких пород насадки следует выбирать таким образом, чтобы свести к минимуму возможный размыв стенок скважины.

Перепаду давления в долоте, отводится роль одного из эффективных регуляторов гидравлической нагрузки на вал турбобура и на долото. где d_o — диаметр насадки долота; ρ_ж — плотность промывочной жидкости; Q — подача бурового насоса; е_о — коэффициент сопротивления насадки (е_о=1,1-1,4); m — степень раскрытия насадки (m=0,30-0,55) µ_K — коэффициент расхода подводящих каналов (µ_K=0,85-0,90); µ_o — коэффициент расхода насадки (µ_o=0,85-0,95); Z — число насадок в долоте; P_δ — давление, создаваемое буровым насосом. Уменьшение числа используемых промывочных узлов до двух предполагает, что на одном из трех промывочных отверстий устанавливается заглушка, а оставшиеся два — оснащаются насадками большего диаметра, подобранными так, чтобы перепад давления на долоте оставался прежним (как при 3-х насадках).

11. На технологической схеме турбобура типа ЗТСШ1 показать основные осевые усилия, действующие на его узлы.

На турбобур в скважине действуют различные усилия, которые обуславливают соот­ветствующие напряжения в трубах:

• растягивающие напряжения
• сжимающие напряжения;
• статические касательные напряжения;
• изгибающие напряжения (постоянный и переменный)

Технологическая схема турбобура типа ТСШ с УБТ и сжатой частью БК на длине волны осевых вибраций l: G_k, G_ст, G_у – вес части БК, статора ГЗД и УБТ ( m_i – соответствующие массы); d_ср, d₂ – средний диаметр турбинок и диаметр вала в месте уплотнения шпинделя, d₂»d_ср; Т_п – осевое усилие на осевую опору ГЗД; G_стр, G_дк – усилия от реактивного действия струи жидкости, выходящей из насадок долота и от сопротивлений при выходе жидкости из под долота; G_ГR – гидравлическое усилие, действующее по площади F_R=p(d₂²-d_ву²)/4; d_ву – внутренний диаметр УБТ; 1- часть БК, которая находится в сжатом или нейтральном состоянии, 2 – статоры и роторы турбины, 3,4 – радиальная и осевая опоры турбобура, d_з – величина осевой деформации породы; 5- долото.

12. С применением простой схемы показать, как реализуется мощность на разрушение породы (Np) при вдавливании в нее зуба долота.

На забое мощность расходуется на разрушение породы. При этом часть мощности тратится собственно на разрушение породы, а часть, иногда значительная, на преодоление сил трения резцов или зубьев о забой. Для оценки забойной мощности используется либо эмпирическая формула (шарошечные долота), либо физическая формула N=F·Vс опытными коэффициентами. При бурении шарошечными долотами: N_заб. = N_o. S_заб. Где: N_o.— удельная мощность, приходящаяся на 1см² площади забоя; N_o.= (0,5 ÷ 1,5) квт/см.², (меньшее значение для мягких пород). S_заб. — площадь забоя, см.². При бурении лопастными долотами и пикобурами: N_заб. = 10^-5 × (З ÷ 5) × F_оc.· D_скв. · n, кВт. Где: F_оc. — осевая нагрузка на долото, Н;D_скв. — диаметр скважины, м, n — частота вращения, об/мин. При бурении твердосплавными и алмазными коронками: N_заб. = 10^-4 × (µ_о+A · h_об.) × F_ос.· r · n, кВт. Где µ_о — коэффициент трения резцов о породу; А— коэффициент, учитывающий за­траты мощности на разрушение пород; h_об. — углубка за оборот, мм.

13. Устройство ВЗД и его технико-технологическая характеристика.

Винтовые забойные двигатели предназначены для бурения наклонно-направленных, глубоких, вертикальных, горизонтальных и других скважин. Так же применяется для разбуривания песчанных пробок, цементных мостов, солевых отложений и тд. Применяется в нефтегазовой и нефтегазодобывающей областях Диаметр винтовых забойных двигателей обычно составляет 54-230 мм и применимы в бурении и капитальном ремонте скважин. Винтовые забойные двигатели так же имеют в своем составе: Шарошечные долота; Безопорные долота; Бурильные головки (обеспечивают требуемый зазор между корпусом двигателя и стенками скважин). ВЗД эксплуатируются при использовании буровых растворов плотностью не более 2000 кг/м3, включая аэрированные растворы (и пены при капитальном ремонте скважин), с содержанием песка не более 1 % по весу, максимальным размером твердых частиц не более 1 мм, при забойной температуре не выше 373 К. По принципу действия ВЗД является объемной (гидростатической) машиной, многозаходные рабочие органы которой представляют собой планетарно-роторный механизм с внутренним косозубым зацеплением. Рабочими органами двигательной секции являются многозаходные винтовые ротор и статор. Внутри стального статора привулканизирована резиновая обкладка с винтовыми зубьями левого направления. На наружной поверхности стального ротора нарезаны зубья того же направления. Число зубьев ротора на единицу меньше числа зубьев статора, а отношение шагов винтовых линий пропорционально числу зубьев. Шпиндельная секция ВЗД различных типоразмеров имеет отличительные особенности и в общем виде включает корпус, выходной вал, осевую опору — многорядный упорно-радиальный подшипник качения и радиальные резинометаллические опоры. На нижнем конце выходного вала установлен наддолотный переводник для соединения вала с долотом.

14. Изложить методику выбора ГЗД в зависимости от мощности, необходимой для разрушения породы на забое скважины.

Рассчитываются фактические и проектные энергетические параметры, определяющие эффективное разрушение пород на забое скважины, и выбирается модель ГЗД с соответствующими таким же параметрам характеристиками турбобур, а затем уточняется количество турбинок в турбобуре. Суть метода: рассчитывают nτи Мс; приравнивая nτ=nоп,Мс=Моп,при проектных Q и взятых nоп и Моп из справочных таблиц характеристик ГЗД,выбирают 2-3 ГЗД с близкими искомыми характеристиками. Далее, пересчитывают табличные параметры для выбора оптимального ГЗД, учитывая КПД и ηсп.Все расчеты производятся для условий бурения скважины в каждом интервале условно одинаковой буримости пород. Т.е.:к забойному двигателю запланировано подведение NT=Nmax,а условия nτ=nоп и Мв=Мс – о том, что при выбранном ГЗД обеспечены необходимые величины времени и момента для работы долота при объемном разрушении пород .Метод можно назвать как «метод выбора ГЗД по энергетическим характеристикам разрушения пород на забое скважины» nτ- частота,необходимая для поддержания требуемой величины времени контакта вооружения долота с забоем скважины(с породой на забое) nоп- оптимальная частота соответственно Мс — осевой момент Моп — оптимальное значение вращающего момента турбины турбобура NT – мощность «развиваемая турбобуром» Мв – текущий момент турбины тубобура Достоинства метода: 1)простота 2)применение в расчетах всех необходимых параметров для разрушения пород и выбора характеристик турбобура 3)метод может применяться для выбора любого типа ГЗД с учетом всех основных технологических связей при углублении скважины

15. Написать выражение для расчета момента сопротивлений валу ГЗД.

В технологии бурения принято уравнение Мв≥ Мс называть основным уравнением турбинного бурения. В левой части представлен крутящий момент на валу турбобура, определяемый по формуле, а справа – суммарный крутящий момент, который необходимо преодолеть турбобуру в процессе углубления скважины. Составляющие Мс необходимо рассчитывать согласно выражению (помня, что Мj – это часть Мв): Мс= Мдп+Мд+Мо+Мп+Мкц+Мрад+Мкр+дельтаМj=Мдп+М4+Мд=дельтаМj, Где Мдп, Мд – крутящие моменты, необходимые для работы долота по разрушению пород на забое скважины под действием соответственно Gст и Gд; Мо – момент на трение долота о стенки скважины и промывочную жидкость; Мп = Мп+ Ммп; Мп, Ммп – затраты момента Мв на трение в осевой опоре турбобура, обусловленные соответственно действием осевой нагрузки на пяту турбобура (ГЗД) и молекулярным трением в паре «пята–подпятник» Мкц – вращающий момент на работу калибраторов и центраторов, закрепленных на валу ГЗД (последнее бывает редко); Мрад – момент в радиальных опорах турбобуров, которым часто пренебрегают; Мкр – сумма моментов для поддержания крутильных колебаний долота и преодоления сопротивлений, обусловленных неравномерной работой вооружения долота на забое скважины; методов расчета Мкр нет, но его величина в среднем невелика, хотя пиковые значения могут отражаться на работе долота и ГЗД (при роторном бурении величиной Мкр, видимо, нельзя пренебрегать); Мj – главный момент инерции ротора турбобура (ГЗД), включая присоединенные к его валу элементы; М4=Мп+Мкц+Мо+Мрад+Мкр есть еще затраты крутящего момента на преодоление сопротивлений при взаимодействии статора и ротора через поток жидкости в турбине (Мгт), но поскольку Мв определяют опытным путем, то Мп автоматически входит в Мв (Моп), приводимый в справочной литературе. Момент Мдз можно рассчитывать как Мдз= Мдп+Мд= Gст⋅Му+ Gд⋅Му= Мр , гдеGст – статическая часть нагрузки на забой – Gз; вместо Gз иногда ошибочно подставляют G или Gгив; Му – удельный момент при работе долота на забое, который измеряют опытным путем (обычно при электробурении) и приводят в литературе или рассчитывают согласно выражению (в Н·м/кН): Му= μгп 0,55 − 0,72 ⋅R ⋅10 , μгп – коэффициент сопротивления при взаимодействии вооружения долота с забоем, μгп = 0,40…0,05, где верхний предел для очень мягких пород, а нижний – для крепких.

16. Способы бурения скважин и виды режимов углубления скважин.

Способ бурения — это целесообразный, экономически обоснованный и освоенный способ создания скважины с отработанной технологией и техникой. В настоящее время выделены следующие вращательные способы бурения скважины:

• Роторный способ, при котором вращение всего бурильного инструмента производится от ротора, расположенного на устье скважины. Гидравлическая энергия при этом необходима только для очистки скважины от шлама.
• Способы с применением забойных двигателей.

Турбинный способ, при котором привод долота в работу осуществляется путем превращения части энергии потока промывочной жидкости во вращательную энергию вала (ротора) турбобура. Бурение с винтовым забойным двигателем типа «Д». От турбинного этот способ отличается методом передачи энергии на забой, характером работы и износа долота и методами управления работой забойного двигателя. При турбинном бурении и с ВЗД гидравлическая энергия для привода долота формируется одинаково.

3. Электробурение. Здесь, в отличие от названных способов, на устье формируется гидравлическая энергия для очистки скважины и электроэнергия для привода долота; электроэнергия для приведения в действие электробура при этом способе передается по электрокабелю, смонтированному посекционно внутри специальных бурильных труб. Управление работой электробура производится по потребляемой силе тока.

Режим бурения – это совокупность тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы, определяют интенсивность износа долота и которыми можно управлять в процессе работы долота на забое. Оптимальный режим бурения – обеспечивает наилучшие показатели работы долота и углубления скважины (интервала). Специальный режим бурения – обеспечивает выполнение специальных операций (набор или стабилизация угла наклона ствола скважины; предотвращение искривления ствола скважины; отбор керна; вскрытие продуктивного пласта; аварийные работы в скважине и др.). Факторы, определяющие режим бурения, называются параметрами режима бурения. Основные параметры режима бурения: Расход бурового раствора, Осевая нагрузка на долото, Частота вращения долота, Плотность и другие свойства бурового раствора

17. Понятия о вибрациях с повышенными амплитудами; методы снижения таких амплитуд.

При бурении долотами с герметизированными спорами и твер­досплавным вооружением неравномерное вращение и подача доло­та, резкое торможение и внезапные остановки, толчки и удары, повышенный уровень вибрации приводят к разрушению (поломкам, сколам и т.п.) твердосплавных зубцов и преждевременному выходу из строя герметизирующих элементов и опор в целом. При появле­нии в ходе долбления вибраций для их подавления необходимо уменьшить осевую нагрузку или измеиить частоту вращения ротора. Если изменение указанных парамет­ров не приводит к уменьшению амплитуды колебаний до приемле­мого уровня, то это свидетельствует о завышенной моментоемкости долота или недостаточном маховом моменте УБТ для данного сочетания типа долота и разбуриваемых пород. Следовательно, на очередное долбление необходимо использовать долото, характе­ризующееся меньшей моментоемкостью или увеличить маховый мо­мент УБТ, желательно за счет увеличения их диаметра. В нашей стране роторный способ бурения используется глав­ным образом при бурении глубоких скважин, а также нижней ча­сти разреза скважин средней глубины. Следует отметить некоторые особенности режима бурения с очисткой забоя воздухом или газом, одной из которых является бурение на сравнительно невысоких скоростях вращения ротора. В процессе бурения шарошечными долотами пород средней твер­дости, твердых и крепких при очистке забоя газообразным цир­кулирующим агентом и при соблюдении других параметров ре­жима бурения скорость вращения ротора не должна превышать 100…200 об/мин, а при бурении сыпучих и мягких пород — 200…300 об/мин. Количество шламовой пыли должно быть минимальным, так как обильное выделение ее указывает на процесс разрушения ис­тиранием, и для перехода на объемный режим разрушения сле­дует увеличить нагрузку на долото и уменьшить скорость враще­ния ротора, если она была завышена. Для успешного бурения с газообразными циркулирующими агентами необходимо для каж­дого конкретного случая устанавливать минимальный предел ско­рости восходящего потока в затрубном пространстве. Минималь­ным расходом газообразного циркулирующего агента при буре­нии следует считать такой, при котором в затрубном пространстве с зазором между бурильными трубами и стенками скважины не менее 12… 15 мм создается скорость восходящего потока, способ­ная выносить выбуренную породу размером первичного разруше­ния с избыточной скоростью 5…8 м/с. Основные формулы для расчета осевых усилий на забой скважины, на долото и на долото по приборам на устье скважины. Средние величины осевых нагрузок G и G_з повышаются от воздействия переменного осевого гидравлического усилия, генерируемого при работе клапана устройства, усилия пружины и вибраций, передаваемых бурильной колонне от верхнего торца вала забойного двигателя. Повышение средней величины G_з на 30% между подачами бурильной колонны к забою, также приведет к увеличению на 30% мощности, передаваемой от долота на забой скважины (N_д), в связи с чем повысятся коэффициент передачи мощности (K_м) на забой скважины (и КПД способа бурения), механическая скорость проходки (V_м), проходка на долото (H_д), причем равномерность нагружения долота осевой нагрузки приведет к увеличению времени отработки долота (т.е. времени механического бурения — t_б): N_Д = 2π·n·G_з·M_у,  K_м=(N_д + N_оч + N_др)/N_о, где n — частота вращения долота (вала забойного двигателя); M_у — удельный крутящий момент при работе долота на забое скважины; N_оч — мощность для очистки забоя от выбуренной породы; N_др — гидравлическая мощность, расходуемая на доразрушение породы предразрушенной вооружением долота; N_о — общая мощность, сформирования на устье скважины. Прочность используемого долота может ограничивать лимитами усиление осевой нагрузки, при производстве бурильных работ в твердых породах. В этих породах также влияет на осевую нагрузку прочность бурового вала. Нельзя пренебрегать этими данными, так как это может привести к неправильному выбору нагрузки на ось долота и выход из строя буровой установки. Аккумуляцию осевой нагрузки практикуются и в трещиноватых породах. Это делается во избежание подклинивания или выхода из строя долота. Существует выведенная формула для выбора осевой нагрузки. где Fк как известно диаметр площади контактного соприкосновения долота с породой в мм квадратных; р —пределы возможной текучести пород или твердость горных пород. Она измеряется в МПа. Рассчитываем осевую нагрузку необходимую для разрушения г.п. данным типом долота: — коэффициент, учитывающий изменение твердости пород в забойных условиях для условий Западной Сибири принимают обычно равным 0,7; — твердость горных парод по штампу, МПа; — площадь контакта зубьев долота с забоем, мм²

19. 19. Упрощенный и уточненный графики технико-технологической характеристики турбобура модели ЗТСШ1.

На оси y отмечаем вращающий момент, вырабатываемый турбобуром в зависимости M=f (n) . Здесь n, как  и  ранее, — частота вращения вала турбобура (и, естественно, долота), которая реализуется во времени t, как и другие параметры, а M=f (n)отражает энергию (Э). 1). Далее отмечаем nmax=nx=n, тормозной момент MT. Проводим линию MT-0, обозначая потенциальные возможности турбобура по M=f (n), как закрытой системы, для одного акта передачи энергии турбобуром. 2). Затем слева и справа от осей y по отрезку li =nx/5 отмечаем точки 2* и 4*с восстановлением перпендикуляра из т. 2* долинии MT–0 (отмечаем т. 2; а далее и т. 4) . Таким образом выделяем площадь, ограниченную т.т. 2-4-4*-2*, где отражаем энергию, вырабатываемую турбиной (условно в одной плоскости). 3). Строим кривую 2-3-4 (центр в точке 3) по формуле Эйлера, как пологую катангенсоиду для элементарной струйки жидкости, протекающей через турбину, от т. 2 до т. 4 имеет вид синусоиды, что соответствует процессам в природе (левее т. 2 и правее т. 4 такую кривую можно продлить штрихом для демонстрации её существенного отличия от линии MT-nx). 4). Далее проводим линию 4*-4 под прямым углом к 0-0/, находим точку её пересечения с кривой 2-3-4 и окончательно ставим т. 4; причем менее точно эту кривую можно построить так. Делим отрезок 2*-4* на четыре части, из т. 7 проводим перпендикуляр до т. 9, которую отмечаем на биссектрисе угла со сторонами MT-3 и 3-MОП (влево от т. 3), строим синусоиду через т.т. 2-3-4, при этом т. 4 появится при пересечении данной кривой с перпендикуляром из т. 4*. 5). Точкой пересечения линии 2*-2 с катангенсоидой2-3-4 отмечаем M=Mmax<MT. После этого проводим синусоиды 0-10-2. Также из точек 3 и 8 можно получить определенные направления с указанием характерных точек в модели характеристики забойного двигателя и наоборот. Это означает, что имеется вполне определенная взаимосвязь в передаче энергии в отдельных частях натурных механизмов; в данном случае связь потока энергии, проходящей по центру объекта и его периферии. 6). Построение синусоиды 4-5 От т. 0 отмечаем т. 5 на расстоянии l равном MТ/5 и строим кривую 4-5 в форме синусоиды, которая отражает передачу энергии от турбины к валу шпинделя и к долоту. При этом показан путь 5-12-2 (и далее) повтора акта передачи энергии в турбобуре.

19. 19. 20. Принцип действия (работы) турбины ГЗД и параметры ее турбинок.

Турбобур — это забойный двигатель, в котором кинетическая энергия потока промывочной жидкости при ее скоростном напоре и силовом воздействии на лопатки турбины преобразуется в механическую энергию вращения ротора двигателя (вала). В турбобурах применяются многоступенчатые осевые турбины лопастного типа с несколькими лопатками в каждой ступени (турбинке). Направляющим аппаратом турбинки является статор. Поток жидкости попадает в статор первой ступени и, пройдя каналы статора, поступает на лопатки ротора, оказывая силовое воздействие на них. В результате ротор стремится провернуть вал турбобура. Далее поток жидкости совершает работу во всех последующих ступенях турбины, вал турбобура приобретает суммарный крутящий момент и вращается с определенной частотой. Естественно, противоположно активному, на статор турбины действует реактивный крутящий момент, который передается бурильной колонне и закручивает ее на определенный угол. Поток жидкости, пройдя турбину, через нижнюю полую часть вала турбобура поступает к долоту. Турбина турбобура представляет собой набор от 100 до 450 турбинок (ступеней).Разработаны безободные и пластмассовые (полностью или частично) турбинки. Специальная конструкция турбинок разработана для турбобуров с плавающими статорами (обод статора разрезной, имеется стопорное устройство, торцы турбинки профильные). У турбины А7ПЗ лопатки имеют поджатие с боков. Лопатки ГТ (гидрорешетки торможения) — прямые. Таким образом, турбина, являясь частью турбобура, выполняет функцию преобразователя энергии, тогда как турбобур представляет собой машинный агрегат, который имеет свою маховую массу (массу ротора с присоедененными к нему элементами), при этом определенная энергия турбины расходуется на сопротивления не связанные с работой долота непосредственно на забое скважины, причем только часть мощности вращающегося ротора турбины (Nj) расходуется на преодоление Gд, поэтому характеристики турбобура и турбины отличаются. Кроме того, турбинки разделяют по коэффициентам активности (mа) и реактивности (mp), которые характеризуют степень искривленности лопаток статора по отношению к лопаткам ротора.