
- •1 Загальні поняття про будівництво свердловин
- •1.1 Коротка історія розвитку буріння свердловин
- •1.2 Способи буріння глибоких свердловин
- •1.4 Класифікація свердловин за призначенням
- •1.5 Описання процесів ударного та обертового буріння
- •1.5.1 Ударне буріння
- •1.5.2 Обертальне буріння
- •1.5.3. Ударно-обертальне буріння
- •2 Бурові установки та обладнання
- •2.1 Складові елементи бурових установок
- •2.2 Основні параметри бурових установок
- •2.3 Наземні споруди і бурове обладнання
- •2.4 Принцип вибору бурової установки
- •3 Породоруйнуючий інструмент для буріння свердловин
- •3.1 Призначення та класифікація породоруйнуючого інструменту
- •3.2 Бурові долота для буріння свердловин суцільним вибоєм
- •3.2.1 Лопатеві долота
- •3.2.2 Шарошкові долота
- •3.2.3 Алмазні долота
- •3.2.4 Твердосплавні долота
- •«Исм» типу м
- •3.3 Бурові долота для буріння з відбором керна
- •3.4 Бурові долота спеціального призначення
- •3.5 Техніко-економічні показники роботи бурових доліт
- •4 Вибійні двигуни
- •4.2 Турбобури
- •4.3 Гвинтові вибійні двигуни
- •4.4 Електробури
- •5 Бурильна колона
- •5.1 Призначення та складові елементи бурильної колони
- •5.2 Конструктивні особливості елементів бурильної колони
- •5.2.1 Бурильні труби та з’єднувальні муфти
- •Висадженій назовні частині ніпеля і муфти бурильного замка спеціальної конструкції (типу тбпв)
- •5.2.2 Бурильні замки
- •З висадженими кінцями типів 1 і 2
- •5.2.3 Обважнені бурильні труби
- •5.2.4 Ведучі бурильні труби
- •5.2.5 Перевідники
- •5.3 Технологічне оснащення бурильної колони
- •Калібратори
- •6 Режим буріння та його параметри
- •6.1 Поняття про режим буріння та його параметри
- •6.2 Вплив параметрів режиму буріння на механічну швидкість проходки
- •Долото на механічну швидкість проходки
- •Проходки
- •Промивальної рідини на механічну швидкість проходки
- •6.3 Основи методики проектування параметрів режиму буріння
- •7 Промивання свердловин та бурові промивальні рідини
- •7.1 Функції бурових промивальних рідин
- •7.2 Класифікація бурових промивальних рідин
- •7.3 Основні властивості та параметри промивальних рідин, методи їх контролю
- •7.4 Основні види промивальних рідин на водній основі, сфера їх застосування
- •7.4.1 Вода
- •7.4.2 Рідини з диспергованою твердою фазою
- •7.4.3 Суспензії з конденсованою твердою фазою
- •7.4.4 Полімерні недиспергуючі рідини
- •7.4.5 Нафтоемульсійні рідини
- •7.5 Промивальні рідини на вуглеводневій основі
- •7.6 Аеровані промивальні рідини
- •7.7 Газоподібні агенти
- •7.8 Хімічні реагенти для оброблення бурових промивальних рідин на водній основі
- •7.9 Приготування бурових промивальних рідин
- •7.10 Очищення бурових промивальних рідин
- •8 Ускладнення в процесі буріння свердловин
- •8.1 Причини та класифікація ускладнень
- •8.2 Поглинання промивальних рідин або тампонажних розчинів
- •8.3 Флюїдопроявлення
- •8.4 Порушення цілісності стінок свердловини
- •8.5 Прихоплювання колони труб
- •9 Буріння свердловин в заданому напрямку
- •9.1 Основні поняття про викривлення свердловин
- •9.2 Причини самовільного викривлення свердловин та їх наслідки
- •9.3 Мета і способи буріння похилонаправлених свердловин
- •Клиновидним відхилювачем
- •9.4 Профілі похилих свердловин
- •9.5 Види буріння похилих свердловин
- •10 Кріплення свердловин
- •10.2 Поняття про конструкцію свердловини та її елементи
- •Конструкції свердловини
- •10.3 Принципи проектування конструкцій свердловини
- •10.4 Обсадні труби та їх з’єднання
- •10.5 Умови роботи обсадних колон у свердловині
- •10.6 Принципи розрахунку обсадних колон на міцність
- •10.6.1 Визначення зовнішніх і внутрішніх надлишкових тисків
- •Внутрішнього (б) надлишкових тисків
- •Надлишкових тисків
- •10.6.2 Визначення міцнісних характеристик обсадних труб
- •10.6.3 Встановлення коефіцієнтів запасу міцності
- •10.6.4 Підбір труб із встановленими коефіцієнтами запасу міцності
- •10.7 Оснащення низу обсадних колон
- •11 Цементування свердловин
- •11.1 Мета та способи цементування свердловин
- •11.2 Тампонажні матеріали, їх класифікація
- •11.3 Властивості тампонажного порошку, розчину та каменю
- •11.3.1 Властивості сухого тампонажного порошку
- •Визначення об’ємної (насипної) маси
- •11.3.2 Властивості тампонажного розчину
- •АзНді для визначення розтічності тампонажних розчинів
- •Визначення термінів схоплення тампонажного розчину
- •11.3.3 Властивості тампонажного каменю
- •11.4 Обладнання для цементування свердловин
- •12 Розкриття, випробування та освоєння продуктивних горизонтів
- •12.1 Вплив промивальної рідини на колекторські властивості продуктивного пласта
- •12.2 Способи первинного розкриття продуктивних
- •Продуктивних горизонтів
- •12.3 Завдання та способи випробування перспективних горизонтів
- •12.4 Принципова схема і основи технології випробування пласта пластовипробувачем
- •12.5 Інтерпретація результатів випробування з допомогою пластовипробувача
- •12.6 Вторине розкриття продуктивного пласта перфорацією
- •Кумулятивного заряду
- •12.7 Способи та основи технології освоєння свердловин
- •Перелік рекомендованих джерел
4.3 Гвинтові вибійні двигуни
За принципом дії гвинтові двигуни належать до об’ємних роторних машин. Основними елементами робочих органів таких машин є:
статор-корпус з порожнинами, що прилягають кінцями до камер високого і низького тисків;
ведучий ротор-гвинт, крутний момент якого передається виконавчому механізму;
замикачі гвинтової поверхні, що призначені для герметизування робочих органів і запобігання перетікання рідини із камери високого тиску в камеру низького тиску.
Гвинтові поверхні статора і ротора розділяють робочий об’єм двигуна на ряд порожнин. Порожнини, пов’язані з областями високого і низького тисків, називаються камерами, а замкнені порожнини – шлюзами.
1 - статор; 2 - ротор; 3 - двошарнірний вал 4 - вал шпинделя;
5 - корпус шпинделя; 6 - багаторядний радіально упорний підшипник;
7 - радіальна гумовометалева опора; 8 - торцевий сальник
Рисунок 4.2 – Гвинтовий вибійний двигун Д2-172
Основним робочим органом двигуна є гвинтова пара, яка складається із статора і ротора, що являє собою зубчату пару внутрішнього зачеплення з гвинтовими зубами.
Статор являє собою металеву трубу, до внутрішньої поверхні якої привулканізована гумова обкладка, що має десять гвинтових зубів лівого напрямку, обернених до ротора.
Ротор виконаний з високолегованої сталі, має дев’ять гвинтових зубів лівого напрямку і розміщений ексцентрично по відношенню до осі статора.
Під дією потоку промивальної рідини ротор, обкочуючись по зубах статора, здійснює планетарний рух. Крутний момент від ротора на вал шпинделя передається двошарнірним з’єднанням. Це з’єднання виконано у вигляді вала, що має на кінцях два шарніри. Карданне з’єднання необхідне для передачі обертання від ексцентрично розміщеного ротора, який здійснює планетарний рух відносно осі обертання двигуна, до вала шпинделя.
Шпиндель необхідний для передачі осьового навантаження на долото, сприйняття гідравлічного навантаження, що діє на ротор.
4.4 Електробури
Електробур – це вибійний буровий двигун, який перетворює електричну енергію в механічну на вихідному валу. Електробур складається з електродвигуна, шпинделя і системи захисту цих механізмів від проникнення промивальної рідини (рисунок 4.3).
Електродвигун являє собою високовольтну, трифазну, асинхронну маслонаповнену машину з короткозамкнутим ротором. Він монтується в трубних секціях, з’єднаних одна з одною з допомогою конічної різьби.
У корпусі статора запресовані пакети магнітопровідної сталі, що чергуються з пакетами немагнітопровідної сталі. Вихідні кінці обмоток, які закладені в пазах статора, приєднані до кабеля, через який підводиться струм до електродвигуна.
1 - кабель;
2 - лубрикатор;
3 - сальник;
4 - пустотілий вал електродвигуна;
5 - зубчата муфта;
6 - пустотілий вал шпинделя;
7 - торцьовий сальник;
8 - перевідник;
9 - корпус шпинделя;
10 - корпус електродвигуна
Рисунок 4.3 – Схема електробура з маслозаповненим шпинделем
Ротор складається з пустотілого вала, на якому розміщені секції з короткозамкнутими алюмінієвими "білковими" клітками. Між секціями встановлені кульові підшипники, які сприймають радіальні навантаження. Осьове навантаження сприймають опорні кульові підшипники.
Ущільнення кінців вала двигуна досягається з допомогою нижнього і верхнього сальників. Щоб запобігти проникненню в двигун промивальної рідини через сальник, тиск масла в порожнині двигуна повинен бути дещо вищим (на 0,2-0,3МПа) від тиску промивальної рідини, що протікає через електробур.
Електробур з долотом спускають у свердловину на бурильних трубах. Колона бурильних труб служить для приєднання до неї електробура, сприйняття реактивного моменту, подачі до вибою промивальної рідини і розміщення в ній струмопідводу.
Електроенергія до електробура підводиться від силового трансформатора по зовнішньому кабелю, який підвішений до бурового шланга і по кабелю, змонтованому всередині бурильної колони. Між вертлюгом і ведучою трубою розміщений струмоприймач. Кабель всередині бурильної колони змонтований із секцій, довжина яких дорівнює довжині бурильних труб. Секції кабелю з’єднуються з допомогою контактних стержнів і муфт при скручуванні бурильних труб.
Буріння за допомогою електробурів має ряд переваг порівняно з використанням інших вибійних двигунів:
Незалежність потужності і частоти обертання вала електробура від кількості і властивостей промивальної рідини.
Можливість вести контроль за роботою долота на вибої і запобігати аварії з ним.
Можливість автоматизувати процес буріння при найкращому використанні потужності.
Використання телеметричної апаратури при бурінні похило-направлених свердловин.
Використання будь-яких видів промивальних рідин і циркуляційних агентів.
До недоліків застосування електробурів належать:
необхідність джерела постачання електроенергії і спеціального обладнання;
недосконалість системи струмопідводу, що призводить до частих пробоїв в ізоляції;
неможливість регулювання частоти обертання внаслідок жорсткої характеристики двигуна;
застосовують електробури при невисоких вибійних температурах;
необхідність застосування спеціальних бурильних труб;
великі втрати напруги в системі струмопроводу.