Надіслати свою хорошу роботу в базу знань просто. Використовуйте форму, розташовану нижче

гарну роботу  на сайт "\u003e

Виготовлення пересувний меблів, такий як шафи, столи і лавки, полегшується надійним обладнанням і відповідним обладнанням майстерень. У повсякденній роботі теслі використовуються різні ручні інструменти, легкі або важкі машини. Дерев'яні будівельні гвинти використовуються в конструктивній дерев'яної конструкції  і виробництві меблів. Тверді гвинти виконують своє завдання при з'єднанні дерев'яних деталей, а також з дерев'яними матеріалами. Вони забезпечують стабільне з'єднання сталевих деталей або фітингів з масивної деревиною.

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань в своє навчання і роботи, будуть вам дуже вдячні.

Розміщено на http://www.allbest.ru/

режим буріння

Набули поширення три способи буріння нафтових і газових свердловин: Роторний, гідравлічними забійними двигунами і буріння електробурамі. Перші два з цих способів - основні.

вибір найбільш ефективного способу  буріння обумовлений завданнями, які повинні бути вирішені при розробці або вдосконаленні технології буріння в конкретних геолого-технічних умовах.

На підставі даних, отриманих при дослідному бурінні, порівнюють способи буріння і виявляють з їх числа найбільш ефективний для конкретних геолого-технічних умов.

В якості критерію оцінки ефективності способу буріння зазвичай приймають вартість витрат на 1 м проходки.

Вплив параметрів режиму буріння на показники роботи доліт

Поняття про режим буріння і його параметрах.Під режимом буріння розуміється певне поєднання регульованих параметрів, які впливають на показники буріння. До числа таких параметрів режиму буріння відносяться:

- осьова навантаження (тиск) на долото Р д;

- частота обертання долота n;

- кількість прокачується промивної рідини Q;

- якість промивної рідини (щільність, в'язкість, показник фільтрації, статичне напруження зсуву).

Поєднання цих параметрів, що дозволяє отримувати найбільш високі якісні та кількісні показники буріння при даній технічної озброєності бурової, називається раціональним (або оптимальним) режимом буріння.

На практиці часто в процесі буріння доводиться відбирати керн, бурити свердловину в несприятливих геологічних умовах (зонах, схильних до поглинання, ускладнень, пов'язаних з порушенням цілісності стовбура свердловини, і т. П.), Забурюються в сторону від раніше пробуреного стовбура і т. Д . Режими буріння, що застосовуються в таких випадках, називаються спеціальними режимами.

Вплив кількості та якості бурового розчину.  Промисловими спостереженнями і лабораторними дослідженнями встановлено, що найкращі результати роботи доліт отримують при своєчасному видаленні з забою вибуренной породи, в іншому випадку вона чинить додатковий опір долоту. Чистота забою, а отже, і власне процес буріння залежать від наступних факторів.

1. Якості бурового розчину очищення свердловини від дрібного шламу краще забезпечується при глинистих розчинах з малою в'язкістю і малою міцністю структури. Великі шматки шламу краще видаляються при густих і в'язких розчинах. Збільшення щільності підвищує підйомну здатність глинистих розчинів.

Механічна швидкість проходки залежить від диференціального тиску, що представляє собою різницю між тиском стовпа бурового розчину в свердловині і пластовим (поровим) тиском. Тиск стовпа рідини (гідростатичний тиск) прямо пропорційно її щільності. Якщо диференціальне тиск більше 3,5 МПа, то механічна швидкість проходки залишається приблизно постійною.

Зі збільшенням щільності бурового розчину збільшується тиск на забій свердловини, опірність порід руйнуванню зростає, внаслідок чого показники буріння зменшуються. У тих випадках, коли геологічні умови дозволяють, слід використовувати в якості бурового розчину воду, газ або повітря з обов'язковою компенсацією їх недостатньою підйомної спроможності високою швидкістю руху в затрубному просторі.

2. Кількість бурового розчину, Що подається на одиницю площі вибою свердловини. Встановлено (дослідження проводилися при бурінні роторним способом і електробурів), що технологічно необхідну кількість розчину для промивання (Q, л / с) приблизно дорівнює

де F 3 площа забою свердловини, см 2.

Перевищення подачі бурових насосів над обчисленої по даному співвідношенню величиною не призводить до істотної зміни механічної швидкості проходки.

Швидкості витікання потоку рідини з отворів долота і розташування цих отворів по відношенню до шарошкой і забо ю свердловин

Зі збільшенням швидкості витікання бурового розчину з долотний насадок поліпшується очищення вибою свердловини, а отже, зростає механічна швидкість проходки. Спостереження показують, що значне зростання механічної швидкості проходки досягається в тому випадку, коли швидкість струменів, що випливають із насадок гідромоніторного долота, перевищує 6075 м / с. Велике значення на умови очищення вибою надає висота зубів шарошок. Чим більше просвіт між шарошками і забоєм, тим досконаліше його очищення і вище значення h / n. Найменші значення h / n спостерігаються в тих випадках, коли застосовуються алмазні долота, в яких зуби (алмази) виступають за матрицю на незначну висоту, і штирові з твердосплавними вставками, майже утопленими в тілі шарошки.

Вплив частоти обертання долота.При збільшенні частоти обертання долота механічна швидкість проходки зростає, досягаючи максимальної величини, а потім знижується. Кожному класу порід (пластичні, пластічнохрупкіе і тендітні) відповідають свої критичні частоти обертання долота, перевищення яких викликає зниження механічної швидкості проходки. Треба також мати на увазі, що підвищення частоти обертання шарошечні доліт знижує довговічність їх роботи внаслідок більш інтенсивного зносу опор і скорочує проходку за рейс долота.

Рис.10.1. Крива залежності механічної швидкості проходки від ударного навантаження

Мал. 10.2. Вплив осьового навантаження на механічну швидкість і проходку на долото при турбінному бурінні

Вплив осьового навантаження. Вплив осьового навантаження на механічну швидкість проходки можуть бути охарактеризовані графіком (рис. 10.2), що відображає якісну сторону процесу. На кривій виділяються три області. Область I характеризується тим, що v збільшується пропорційно збільшенню Р д. У цій області питома навантаження значно менше міцності руйнується породи, тому процес руйнування носить поверхневий характер. Область I називається областю поверхневого руйнування.

В області II і також збільшується з ростом Р д, але в даному випадку механічна швидкість проходки зростає швидше, ніж збільшується створювана на долото навантаження. У цій області породи руйнуються при питомому навантаженні, меншою твердості руйнується породи, але вже близькою до неї. Ця область умовно називається областю втомного руйнування. На кордоні областей // і /// питоме навантаження буде відповідати твердості руйнується породи.

В області III процес руйнування носить об'ємний характер. Область /// називається областю нормального або об'ємного руйнування.

Описане вище поділ режимів руйнування породи умовне, так як при роботі долота в різному ступені спостерігаються всі три види руйнування.

Взаємозв'язок між параметрами режиму буріння.  У роторному бурінні параметри режиму буріння не залежать одне від одного. В процесі буріння можна змінювати будь-який з них: Р д, n або Q, не змінюючи інших.

Інша справа в турбінному бурінні. Тут основний параметр режиму буріння - кількість прокачується бурового розчину Q, т. Е. Частота обертання долота в турбінному бурінні змінна і залежить від кількості бурового розчину і осьового навантаження на долото, іншими словами, при турбінному бурінні зміна Q незмінно спричинить за собою зміну n і Р д.

При бурінні електробурів також є свої особливості. Електробурів практично бурять при постійній частоті обертання долота, і бурильник не може її регулювати. Міняти частоту обертання можна тільки заміною електробура іншим двигуном, що має іншу частоту обертання, зміною частоти струму або за допомогою редукторів-вставок.

Зміна потужності, що витрачається долотом на руйнування порід, що мають різні фізико-механічні властивості, викликає зміна сили струму в електричному ланцюзі, що живить електробур. Це дозволяє стежити за показаннями амперметра за характером роботи долота на вибої, створювати оптимальні осьові навантаження, визначати ступінь зносу долота.

Критерій оцінки ефективності застосовуваних параметрів режиму буріння.Таким критерієм може служити рейсова швидкість проходки або вартість 1 м проходки, так звана економічна швидкість.

Розробка параметрів режиму буріння

Дослідне буріння.Розробляти раціональне (оптимальні) параметри режиму буріння слід на підставі проводки опорно-технологічних свердловин (ОТС). Проводка опорно-технологічної свердловини передує складання технічного проекту. З цією метою необхідно:

1. ретельно вивчити геологічні умови (стратиграфию, тектоніку) району, в якому передбачається бурити, і фізико-механічні властивості порід;

2. встановити зони можливих ускладнень (порушення цілісності стовбура свердловини, викиди, поглинання бурового розчину і т. П.), А також визначити пластові тиски продуктивних горизонтів;

3. вивчити можливості самовільного викривлення стовбура свердловини і профілактичні заходи, що раніше застосовувалися проти викривлення, а також з'ясувати ефективність цих заходів;

4. відповідно до геологічними умовами буріння:

a. вибрати буровий розчин, задатися його параметрами для розбурювання окремих горизонтів (свит і пластів);

b. провести поінтервального вибір способу буріння;

c. вибрати типи доліт для розбурювання окремих горизонтів (свит і пластів).

Якщо буріння проектується в районі, де раніше не проводилося глибоке буріння, всі викладені вище визначення повинні бути зроблені за результатами буріння в довколишніх геологічних подібних районах.

Залежно від способу буріння, механічних властивостей порід, якості бурового розчину і обраних типів доліт приступають до визначення необхідних значень для осьового навантаження Р д, кількості прокачується бурового розчину Q і частоти обертання долота n. При цьому слід керуватися (незалежно від способу буріння) наступними положеннями.

1. Потенційні можливості бурової установки повинні бути максимально використані.

2. Для промивки свердловини повинен бути обраний буровий розчин з мінімально можливими параметрами: щільністю, в'язкістю, статичною напругою зсуву.

3. Кількість прокачується рідини має бути достатнім для очищення забою і виносу частинок вибуренной породи (шламу) на поверхню.

Складаються програми проведення досліджень з виявлення впливу регульованих параметрів режиму буріння на показники роботи доліт. Опорно-технологічні свердловини рекомендується бурити ротором і електробурів, так як, використовуючи ці способи, можна дотримати основні умови проведення досліджень незалежність основних параметрів режиму буріння (осьового навантаження і частоти обертання) один від одного, а також мати необхідний діапазон зміни частот обертання. Однак ця рекомендація не виключає і проводку їх із застосуванням гідравлічних забійних двигунів.

В процесі проводки опорно-технологічної свердловини завдяки створенню різних сполучень параметрів режиму буріння знаходять оптимальні варіанти. Обробка даних, отриманих при бурінні опорно-технологічних свердловин, досить трудомістка, потребує спеціальної підготовки. Останнім часом для цього широко використовуються ЕОМ. Застосування обчислювальної техніки для розрахунку складного взаємодії змінних факторів процесу буріння дозволяє більш точно регулювати і створювати оптимальні умови для буріння.

Режимно-технологічні карти.Після завершення обробки матеріалів по пробурених опорно-технологічним свердловинах складається типова режимно-технологічна карта для буріння на даній площі.

Режимно-технологічні карти, як правило, складаються з чотирьох частин:

1) режимної;

2) інструктивно;

3) оперативного графіка;

4) загальної частини.

Режимна частина карти включає для кожного стратиграфічного горизонту оптимальний режим буріння. У командному частини даються рекомендації щодо запобігання можливих ускладнень і найбільш ефективні заходи по боротьбі з ними. В режимної та інструктивно частинах карти вказуються шляхи збільшення механічної швидкості проходки свердловини. Щоб бурова бригада в процесі проходки свердловини могла визначати, як успішно здійснюється процес буріння, будується оперативний графік, в якому відображаються очікувана механічна швидкість проходки і передбачувані витрати часу на всі операції по інтервалах буріння. У загальній частині карти наводяться організаційно-технічні заходи, що забезпечують передбачену в попередніх частинах карти технологію буріння і очікувані показники проходки свердловин

Особливості режиму буріння роторним способом.Тип долота повинні вибирати відповідно до «Комплексної методикою класифікації гірських порід геологічного розрізу, поділу його на характерні пачки порід і вибору раціональних типів і конструкцій шарошечні доліт для ефективної разбуривания нафтових і газових родовищ»

При виборі режиму буріння долотами серій ГНУ і ГАУ потрібно враховувати наступне: верхнього рівня осьових навантажень на долото відповідає нижній рівень частот обертання і навпаки; в пластичних, в'язких глинистих, а також слабо зцементованих малоабразивних піщано-глинистих і піщаних породах доцільно бурити при близьких до максимальних частотах обертання і знижених осьових навантаженнях на долото; в піщаних і інших абразивних породах, а також тріщинуватих і уламкових доцільно знижувати частоту обертання ротора щоб уникнути підвищеного зносу і руйнування озброєння, герметизуючих елементів опор шарошок, козирків і спинок лап.

Режим буріння, особливо долотами з твердосплавним озброєнням і герметизованими опорами, повинен вибиратися таким, щоб не допускалося вібрацій бурильної колони.

Частота обертання ротора повинна відрізнятися від критичної частоти обертання, при якій збігаються поперечні і поздовжні коливання бурильної колони.

Найбільш небезпечно застосування критичної частоти обертання при найменшій критичної довжині колони.

У багатьох випадках при бурінні в м'яких неабразивних породах істотне поліпшення показників роботи доліт досягається при підвищенні частоти обертання до 140200 об / хв.

Фактична осьова навантаження на долото при підвищеній частоті обертання інструменту через тертя бурильної колони об стінки свердловини і вкладиш ротора виявляється істотно менше, ніж за індикатору ваги. Тому навантаження на долото слід коригувати з урахуванням різниці в показниках індикатора ваги при обертанні і без обертання колони.

Осьова навантаження на долото при бурінні з підвищеною частотою обертання зазвичай повинна бути зменшена на 20-25% проти величини, створюваної при низькооборотної режимі в тих же випадках.

Перехід на високооборотний режим обертання бурильної колони може супроводжуватися в окремих породах обвалами стінок свердловини і збільшенням моменту обертання бурильного інструменту. При виникненні зазначених явищ необхідно негайно ретельно промити і пропрацювати (на довжину ведучої труби) ствол свердловини і тільки після встановлення нормальних умов буріння переходити на підвищену частоту обертання ротора.

Не рекомендується застосування підвищеної частоти обертання ротора при бурінні в твердих породах з промиванням технічною водою.

При бурінні долотами з герметизованими опорами і твердосплавним озброєнням нерівномірне обертання і подача долота, різке гальмування і раптові зупинки, поштовхи і удари, підвищений рівень вібрації призводять до руйнування (поломок, сколів і т. П.) Твердосплавних зубків і передчасного виходу з ладу герметизуючих елементів і опор в цілому.

При появі в процесі буріння вібрацій, з метою їх придушення необхідно зменшити осьову навантаження або змінити частоту обертання ротора.

Якщо зміна в раціональних межах зазначених параметрів не приводить до зменшення амплітуди коливань до прийнятного рівня, то це свідчить про завищену моментоемкості долота або недостатньому маховому моменті УБТ для даного поєднання типу долота і разбуріваемих порід. Отже, на черговий рейс необхідно використовувати долото, що характеризується меншою моментоемкостью, або підвищити махового моменту УБТ бажано за рахунок збільшення їх діаметра.

Роторний спосіб буріння в зарубіжній практиці основною. У нашій країні роторний спосіб використовують при бурінні глибоких свердловин, а також нижній частині розрізу свердловин середньої глибини.

Особливості режиму буріння турбінним способом.В турбінному бурінні енергія, призначена для руйнування породи, підводиться до забою потоком бурового розчину. Генератором гідравлічної енергії є бурові насоси, що перетворюють механічну енергію приводу в гідравлічну енергію потоку бурового розчину. Частина енергії потоку втрачається на подолання гідравлічних опорів в нагнітальної лінії, бурильних трубах, замках, долоті і затрубному просторі. Частина енергії використовується в турбіні турбобура для перетворення в механічну енергію, яка витрачається на процес буріння.

Практично характеристики турбобура можна змінювати тільки поступово, застосовуючи на різних ділянках свердловини турбобури неоднакових типів. Подача бурових насосів регулюється також тільки ступінчасто шляхом зміни циліндрових втулок. Основне завдання проектування режиму турбінного буріння якраз і полягає у встановленні режиму роботи бурових насосів, підборі типів турбобуров і осьового навантаження на долото для різних ділянок стовбура свердловини таким чином, щоб отримати найбільш високі якісні та кількісні показники буріння.

Особливості режиму буріння з очісткой забою повітрям або газом

Одна з особливостей режиму буріння з очищенням забою повітрям або газом - буріння на порівняно високих частотах обертання ротора. В процесі буріння шарошечні долотами порід середньої твердості, твердих і міцних при очищенні забою газоподібним циркулює агентом і при дотриманні інших параметрів режиму буріння частота обертання ротора не повинна перевищувати 100200 об / хв, а при бурінні сипких і м'яких порід 200300 об / хв.

Для забезпечення максимальних показників буріння при використанні газоподібних циркулюючих агентів необхідно дотримуватися оптимальне співвідношення навантаження на долото і частоти обертання долота. Це співвідношення найкраще визначається за характером виносу шламу з викидний лінії. Викиди на поверхню шлам повинен складатися з осколків породи різних розмірів (при бурінні твердих і міцних порід шарошечні долотами), або згорнутих шматочків легких порід, або природного стану при сипучих породах і виходити рясним потоком з викиду.

Кількість шламового пилу повинно бути мінімальним, так як рясне виділення її вказує на процес руйнування стиранням, і для переходу на об'ємний режим руйнування слід збільшити навантаження на долото і зменшити частоту обертання ротора, якщо вона була завищена. Для успішного буріння з газоподібними циркулюючими агентами необхідно для кожного конкретного випадку встановлювати мінімальну межу швидкості висхідного потоку в затрубному просторі. Мінімальною витратою газоподібного циркулюючого агента при бурінні слід вважати такий, при якому в затрубному просторі з зазором між бурильними трубами і стінками свердловини не менше 1215 мм створюється швидкість висхідного потоку, здатна виносити вибуренной породу зі швидкістю 58 м / с.

Підвищення тиску в циркуляційної системі при бурінні із застосуванням газоподібного циркулюючого агента негативно впливає на показники буріння. Внаслідок підвищення тиску в циркуляційної системі обсяг циркулюючого агента різко скорочується, зменшується швидкість висхідного потоку, що призводить до недостатньої очищення забою, можливого утворення сальників і т. Д.

Контроль за параметрами режиму буріння

Поточний контроль параметрів процесу буріння здійснюється за допомогою наступних основних приладів: індикатора ваги, манометра, Моментоміри, тахометра, а також приладів для вимірювання механічної швидкості і проходки.

Індикатор ваги.Осьова навантаження на долото в кожен момент визначається за допомогою індикатора ваги. Цим приладом визначається також навантаження, що діє на гак талевої системи. Найбільшого поширення набули гідравлічні індикатори ваги.

Контроль за іншими параметрами режиму буріння.Тиск бурового розчину вимірюється датчиком, який монтується на трубопроводі між насосами і стояком або на стояку нагнітальної лінії бурових насосів.

Частота обертання ротора вимірюється тахометрами різних конструкцій. Є також прилади для вимірювання механічної швидкості проходки і ряд інших приладів, які реєструють і показують забійні параметри процесів буріння (частота обертання валу турбобура, просторове положення вибою свердловини і т. Д.).

Всі описані прилади входять в комплект системи наземного контролю процесів буріння (ПКБ пульт контролю процесів буріння). Номенклатура параметрів, контрольованих пультом контролю процесів буріння, визначається в залежності від потужності бурової установки.

Останнім часом все ширше і ширше впроваджується передача параметрів режиму буріння на відстань як за допомогою дротяної, так і бездротового зв'язку. Це дозволяє на диспетчерських пунктах (ділянках) обладнати спеціальні пульти, на яких монтують показують і реєструють прилади параметрів режиму буріння кожної бурової.

Диспетчер (інженер ділянки) отримує можливість цілодобово стежити за роботою бурових і при необхідності негайно вносити необхідні корективи в процес проводки свердловин.

У США для оптимізації процесу буріння було проведено відпрацювання системи передачі оперативної інформації через супутник зв'язку про процес проводки свердловини з бурової, розташованої в Північному морі, в дослідницький центр в місті Тулсі (США), звідки видавалися рекомендації щодо оптимізації процесу буріння і регулювання параметрів бурового розчину .

Телеконтроль забійних параметрів буріння.Телеметрія забійних параметрів при бурінні свердловин - вирішальний фактор у створенні автоматичної системи управління процесом буріння.

В результаті робіт, проведених у нас і за кордоном створено досить велика кількість приладів для контролю забійних параметрів (під забійними параметрами розуміються напружений стан бурильної колони, частота обертання долота, температура і тиск на вибої свердловини, місце розташування стовбура свердловини в просторі і т. П. ). При цьому для зв'язку з поверхнею використовуються різні види  каналів зв'язку:

1) електропровідний за допомогою вбудованої в колону труб лінії зв'язку;

2) бездротові з передачею електричного сигналу по бурильної колоні і гірських порід і передачею гідравлічних імпульсів по бурового розчину, укладеним в бурильної колоні;

3) механічний по тілу бурильної труби.

Існує два принципових методу передачі сигналу з забою по каналах зв'язку безперервний і дискретний. Більш зручний і надійний в практичних цілях другий.

В даний час знаходить все більше визнання ідея створення автономного забійного двигуна з одночасною реєстрацією забійних параметрів.

Для телеконтроля комплексу параметрів процесу буріння свердловин електробурамі і стану двигунів електробурів розроблено кілька систем. У цих системах передача телеметричних сигналів в свердловині здійснюється по Токоподвода електробура. Найбільшого поширення набула телеметрическая система СТЕ.

Нарощування бурильного інструменту і спускопідйомні операції (Технологія підготовки до СПО)

Підготовка бурильних труб до подальшої експлуатації.  Всі труби і з'єднувальні елементи (замки, з'єднувальні муфти, перевідники), призначені для роботи в свердловинах, перед введенням їх в експлуатацію відповідно до вимог державних стандартів, нормалей і технічних умов піддають на трубних базах зовнішньому візуальному огляду, інструментального обміру основних розмірів і перевірці якості нарізки різьблення гладкими і нарізними калібрами. Особливо ретельно оглядаються і перевіряються з'єднання. Різьба повинна бути гладкою, без задирок, задирів і інших дефектів, що порушують її безперервність, щільність і міцність.

Труби і замки, визнані придатними після контрольної перевірки їх якості безпосередньо на трубної базі, перед пуском в роботу згвинчував і кріплять між собою.

Ця операція, що вимагає певних умов (ретельного очищення різьблення, її мастила, селективного підбору деталей і т. Д.), Повинна проводитися виключно на трубних базах. У деяких випадках може бути допущено загвинчування замків на труби безпосередньо на бурових.

Перед загвинчування необхідно підібрати замок в трубі по натягу різьблення і по конусности, так як цим поліпшується сполучення різьблення. Замкова деталь, що має відхилення конусности по більшому діаметру, згвинчується з трубою, що має також відхилення конусности по більшому діаметру; можуть бути скручена також замок і. труба, що мають відхилення конусности за меншим діаметру. При підборі замку до труби по натягу на трубу, що має натяг, різьблення з плюсовим допуском, повинна бути нагвинчена замкова деталь з натягом різьблення, виконаним в межах мінусового допуску, і, навпаки, на трубу, що має натяг з мінусовим допуском, - замкова деталь з натягом різьблення, виконаним в межах плюсового допуску. Сполучаються трубу і замок з номінальною величиною натягу різьблення згвинчував без підбору.

Замки на бурильні труби можуть кріпитися в холодному або гарячому стані. Для отримання щільного нарізного сполучення і зменшення тертя сполучаються поверхонь різьблення при їх закріпленні перед згвинчуванням різьблення труби необхідно змастити графітової або цинковою мастилом.

При нагвинчуванні замку слід надіти його на різьбу труби і, обережно обертаючи по ходу різьблення, переконатися, що вершини ниток увійшли в западини різьблення, після чого можна збільшити частоту обертання.

Правильність підбору замка до труби після ручного навинчивания слід перевірити по положенню торця трубного кінця замку по відношенню до останньої ризик різьблення на трубі. Відстань від торця замка до кінця сбєга різьблення на трубі повинно бути від 1 до б мм.

Існує три методи кріплення замків на бурильні труби:

1. кріплення на бурових за допомогою бурильної лебідки;

2. на спеціальних муфтонаверточних верстатах;

3. загвинчування вручну попередньо нагрітого замку.

В даний час примусове закріплення нарізного сполучення труби - замок за допомогою машини (перші два способи) майже повністю поступилися місцем більш досконалому - кріпленню замку в гарячому стані.

Процес навинчивания і кріплення замків в гарячому стані включає наступні операції. Деталі замків, підібрані до труб, перед загвинчування піддають нагріванню в спеціальних нагрівальних печах. Поки замкова деталь нагрівається, на кінці труби з різьбленням, підготовленої для навинчивания нагрівається деталі, на певній відстані від останньої ризики різьблення в сторону тіла труби наноситься керном мітка, яка в подальшому слугує орієнтиром при осьовому переміщенні нагвинчується нагрітої деталі замка.

Замкові деталі нагрівають до певної температури (400 0 С).

Перед загвинчування замку різьблення труби змазують відповідною змазкою. Мастило наносять не на всю різьбу, а тільки на перші три-чотири нитки, рахуючи від торця труби. Після того як замок нагрітий, а різьблення на трубі змазана, слід вийняти термопару з замку, витягти замкову деталь з печі і накрутити її на трубу.

Гарячий замок нагвинчують на трубу так, щоб торець його збігся з поставленим на трубу керном. Допускається недовінчіваніе замкової деталі до керна не більше 1,5-2 мм.

Щоб в замку не створювалося надмірно високої напруги, яке може спричинити за собою розрив замку, не можна допускати подальше просування деталі після збігу торця з міткою - керном.

Замок, навінченной в гарячому стані, при охолодженні міцно схоплюючи з трубою, забезпечує міцність і герметичність з'єднання. Як показала практика, перевірка таких з'єднань обпресуванням необов'язкова.

Експлуатація бурильної колони.  Змонтовані нові бурильні труби об'єднують в комплекти, в складі яких вони повинні працювати до повної амортизації. Комплекти складаються з труб, однакових як по діаметру і товщині стінок, так і по довжині труб. У комплект включають труби, виготовлені з однієї марки, виконані одним заводом, і замки одного типу, виготовлені також одним заводом.

Склад комплекту за кількістю бурильних труб і довжині їх не обмежується. Кожному комплекту бурильних труб присвоюється свій порядковий номер, а всіх трубах, що ввійшли в комплект, - свої порядкові номери всередині комплекту. Всі труби маркуються. Маркування включає порядковий номер комплекту; показник групи міцності стали; останню цифру року введення труби в експлуатацію; порядковий номер труби в комплекті; номінальну товщину стінки в мм (для бурильних труб).

Комплекти труб враховують і відпрацьовують самостійно. Переклад окремих труб з одного комплекту в інший забороняється.

На кожен комплект бурильних і обважнених труб заводять паспорт-журнал, в якому враховуються всі труби даного комплекту. Паспорт складають в одному примірнику і зберігають на трубної базі. Паспорт діє до списання всіх труб комплекту в матеріал.

В процесі роботи труб в свердловинах в паспорт-журнал вносять відмітки про ремонт, аваріях і про списання окремих труб, а також вказують номери свердловин, в яких працював комплект, довжину частини комплекту, який брав участь в проходці кожної свердловини, час роботи труб, проходку по свердловинах і суму нарахованого зносу.

Продуктивної роботою бурильних труб, що беруть участь в бурінні свердловин, вважається проходка в метрах, а для труб ловильних комплектів - кількість свердловин, в яких вони працювали. На труби, які беруть участь в проходці свердловин, нараховується умовний знос в кілограмах і рублях, визначається виходячи з кількості пробурених метрів в даній свердловині.

Бурильні труби, розбиті на комплекти і отмаркірованние, доставляються на бурову. Бурова бригада, безпосередньо експлуатує труби, замки та інші деталі, ретельно перевіряє якість труб, провідні труби, що доставляються в бурову, і відповідність їх паспортними даними. Буровий майстер при доставці труб на свердловину одночасно отримує виписку з паспортів-журналів з відривними талонами і повідомленнями про отримання комплектів труб. Труби, замки, з'єднувальні муфти, що мають зовнішні дефекти (полон, тріщини, кривизну і т. Д.), Які не підлягають прийняттю. Виявлені деталі з зносом, що виходять за межі норм (допустима спрацювання зовнішньої поверхні бурильних замків по діаметру при рівномірному зносі для ДТ-80 не більше 5 мм; ДТ-95 і ДТ-108--6 мм; ДТ-140--7 мм; ДТ-172--8 мм; ДТ-197--9 мм; ЗШ-108 --8 мм; ЗШ-118 --9 мм; ЗШ-146--10 мм; ЗШ-178 - 11 мм; ЗШ- 203--12 мм; ЗУ-155 --7 мм; ЗУ-185 --8 мм), бракуються і відправляються на трубну базу.

Після того як комплекти бурильних труб завезені на бурову, оглянуті і прийняті буровим майстром, бурова бригада укладає їх на містки. Звідси їх беруть в процесі буріння для збірки в свічки. Затягуючи труби в ліхтар вишки або подаючи свічки через пальця, слід оберігати різьблення ніпеля від ударів об ротор і інші металеві предмети.

При свинчивании різьблення в процесі спуску колони бурильних труб не можна допускати ударів ниппеля нарощуваною труби про різьблення муфти труби, спущеною в свердловину. Щоб уникнути самовідгвинчування і роз'єднання замкової різьблення при бурінні забійні гідравлічними двигунами все замкові з'єднання закріплюють машинними ключами.

При спуску труб в свердловину слід не допускати різкого гальмування колони або посадку елеваторів на ротор з ударом, так як це призводить до виникнення великих динамічних навантажень і нерідко до аварій.

З метою рівномірного зносу замкової різьблення слід при підйомі свічок міняти положення середніх (нероз'ємних) замкових з'єднань з кінцями (роз'ємними). При роторному бурінні, щоб оберегти бурильні труби від стирання і від швидкого зносу, на них потрібно надягати запобіжні кільця-протектори. Їх надягають на бурильні труби поблизу замку. Завдяки тому, що діаметр запобіжного кільця більше діаметра замку, зіткнення і тертя замків труб про обсадні труби  і стінки свердловин усуваються, так як гумове кільце виконує роль пружної подушки.

При будь-якому способі буріння необхідно строго керуватися нормами осьових навантажень на долото, зазначеними в ГТН.

Після закінчення буріння свердловини при розбиранні свічок слід все труби в замковій різьбі розгвинтити. Також відгвинчують всі наявні в колоні перевідники, в тому числі і запобіжний на провідній трубі. Розбирання труби укладають на містки акуратно рядами по комплектах і рясно змащують різьблення. Не можна скидати труби з містків на землю, транспортувати волоком і т. Д. Відповідальність за правильну експлуатацію всіх елементів бурильної колони лежить на буровому майстра, який не повинен допускати порушень технічних правил  поводження з інструментом. буріння долото забій свердловина

Експлуатація ЛБТ має деякі особливості. У разі недостатньої інтенсивності заповнення бурильної колони (при її спуску) буровим розчином встановлюється один або кілька перепускних клапанів. Забороняється застосовувати кислотні (грязьові) ванни для звільнення прихопленого інструменту. Концентрація водневих іонів (рН) в буровому розчині повинна бути не більше 11.

Конструкція підсвічники повинна запобігати утворенню всередині труб крижаних заторів (замерзання частини стікає розчину в кінцях труб). Забороняється нанесення будь-яких було рисок або міток на тіло труб (крім передбачених маркуванням). При проводці свердловини з метою досягнення рівномірного зносу всіх замкових з'єднань після кожних чергових 20 спуско-підйомних операцій слід міняти місце розташування роз'ємних і нероз'ємних замкових з'єднань, строго дотримуючись послідовність цієї заміни.

Для захисту ЛБТ від зносу обов'язкове застосування запобіжних кілець-протекторів.

Розміщено на Allbest.ru

...

подібні документи

Історія буріння нафтових і газових свердловин, способи їх буріння. Особливості обертального буріння. Породоразрушающие інструменти (бурові, лопатеві, алмазні долота). Інструмент для відбору керна. Устаткування для буріння, бурові промивні рідини.

курсова робота, доданий 27.09.2013


Схема колонкового буріння з застосуванням бурової установки. Конструкція, призначення і класифікація бурових вишок, бурів, труб, доліт. Причини аварій при різних способах буріння, способи їх ліквідації. Режими буріння нафтових і газових свердловин.

реферат, доданий 23.02.2009


курсова робота, доданий 22.05.2009


Вивчення особливостей алмазного долота для буріння порід малої, середньої і високої абразивності. Основні елементи і робочі органи алмазних доліт і бурильних головок. Застосування у виробництві імпрегновану і термостійких полікристалічних доліт.

презентація, доданий 05.12.2014


Призначення, пристрій основних вузлів і агрегатів бурових установок для глибокого буріння нафтогазоносних свердловин. Конструкція свердловин, техніка і технологія буріння. Функціональна схема бурової установки. Технічні характеристики  бурових установок СНД.

реферат, доданий 17.09.2012


Проходка свердловин верстатами шарошечного буріння. Буровий інструмент верстатів шарошечного буріння. Очисні комплекси і агрегати для видобутку корисних копалин. Умови застосування очисних комплексів, їх основні види та характеристика особливостей.

реферат, доданий 13.10.2013


Завдання, обсяги, терміни проведення бурових робіт на досліджуваній ділянці, геолого-технічні умови буріння. Обгрунтування вибору конструкції свердловин. Вибір бурового снаряда і інструментів для ліквідації аварій. Технологія буріння та тампонування свердловин.

курсова робота, доданий 20.11.2011


Загальні відомості про виїмкових комбайнах. Основні технологічні схеми механізації очисних робіт. Схеми переміщення машин уздовж забою. Врубові машини і широкозахватні комбайни. Переваги стругового виймання. Проходка свердловин верстатами шарошечного буріння.

реферат, доданий 25.08.2013


Проблема сезонності буріння. Спеціальні бурові установки для кущового будівництва свердловин, особливості їх нових модифікацій. Пристрій і монтаж бурових установок і циркулюючих систем. Характеристика ешелонної установки бурового обладнання.

курсова робота, доданий 17.02.2015


Технічні засоби направленого буріння свердловин. Компоновки низу бурильної колони для направленого буріння. Буріння горизонтальних свердловин, їх переваги на пізніх стадіях розробки родовища. Основні критерії вибору профілю свердловини.

ефективність буріння  залежить від комплексу факторів: осьового навантаження на долото, частоти обертання долота, витрати бурового  розчину і параметрів якості бурового  розчину, типу долота, геологічних умов, механічних властивостей  гірських порід.

Виділяють параметри режиму буріння, Які можна змінювати за пульта бурильника в процесі роботи долота на вибої, і фактори, встановлені на стадії проектування будівництва свердловини, окремі з яких не можна оперативно змінювати. Перші називаються керованими. Певне поєднання їх, при якому здійснюється механічне буріння  свердловини, називається режимом буріння.

Режим буріння, що забезпечує отримання найкращих показників за даних умов буріння, Називається оптимальним. Іноді в процесі буріння  доводиться вирішувати і спеціальні завдання - проводка свердловини через поглощаюшіе пласти, забезпечення мінімального викривлення свердловини, максимального виходу керна, якісного розкриття продуктивних пластів. режими буріння, При яких вирішуються такі завдання, називаються спеціальними. Кожен параметр режиму буріння впливає на ефективність руйнування гірських порід, причому вплив одного параметра заздрості від рівня іншого, тобто спостерігається взаємовплив факторів.

Виділяють такі основні показники ефективності буріння нафтових  і газових  свердловин: проходка на долото, механічна і рейсовий швидкості буріння.

Проходка на долото hд (м) дуже важливий показник, Що визначає витрата доліт на буріння  свердловини і потреба в них за площею і УБР в цілому, число СПО, зношування підйомного обладнання, трудомісткість буріння, Можливість деяких ускладнень. Проходка на долото в більшій мірі залежить від абразивності порід, стійкості доліт, правильності їх підбору, режимів буріння  і критеріїв відпрацювання доліт.

Механічна швидкість (Vм):

Vм = hд / Тм

де hд - проходка на долото, м; Тм - тривалість механічного руйнування гірських порід на вибої або час проходки інтервалів, ч.

Таким чином, Vм - середня швидкість поглиблення забою. Вона може бути визначена за окремим долоту, окремим інтервалу, всієї свердловині Lс, по УБР і т.д .:

Vм = Lс / Тм

Виділяють поточну (миттєву) механічну швидкість:

Vм = dh / dt

При відомих властивостях гірських порід механічна швидкість характеризує ефективність руйнування їх, правильність підбору і відпрацювання доліт, способу буріння і режимних параметрів, величину підведеної на забій потужності і її використання. Якщо в однакових породах і інтервалах однієї свердловини швидкість нижче, ніж в інший, треба покращувати режим. Зміна поточної механічної швидкості пов'язано зі зношуванням долота, чергуванням порід по твердості, зміною режимних параметрів в процесі відпрацювання долота, свідчить про доцільність підйому долота.

Рейсовий швидкість

Vр = hд / (Тм + Тсп)

де hд - проходка на долото, м; Тм - тривалість роботи долота на вибої, ч;

Тсп - тривалість спуску і підйому долота, нарощування інструменту, ч.

Рейсовий швидкість визначає темп поглиблення свердловини, вона показує, що темп проходки ствола залежить не тільки від відпрацювання долота, а й від обсягу і швидкості виконання СПО. Якщо довго працювати зношеним долотом або піднімати долото передчасно, то Vр знижується. Долото, підняте при досягненні максимуму рейсовий швидкості, забезпечує найбільш швидку проходку стовбура.

Середня рейсова швидкість по свердловині виражається:

Vр = Lс / (Тм + Тсп)

5.1. ВПЛИВ РЕЖИМНИХ ПАРАМЕТРІВ НА ПОКАЗНИКИ БУРІННЯ

5.1.1. ВПЛИВ ОСЬОВИЙ НАВАНТАЖЕННЯ

руйнування гірської породи  на забої механічним способом  неможлива без створення осьового навантаження на долото. На рис. 5.1. показана залежність механічної швидкості буріння  Vм від осьового навантаження G на трехшарошечние долото при проходці м'яких (крива 1), середньої твердості (крива 2), твердих (крива 3) і міцних (крива 4) порід при незмінній низькій (до 60 об / хв) частоті обертання і достатній промиванні за короткий проміжок часу, коли зношуванням долота можна знехтувати.

Як видно з малюнка, механічна швидкість безперервно зростає зі збільшенням осьового навантаження, але темп її зростання для м'яких порід більш швидкий, так як більше глибина  занурення зубів при однаковому навантаженні. На стенді, і в промислових умовах спостерігається зміна темпу зростання Vм від G при переході від руйнування порід стиранням при невеликій осьової навантаженні до руйнування порід в втомної і об'ємної областях при великих

Якщо швидкість обертання долота незмінна і забезпечується достатня чистота забою, величина поглиблення за один оборот dу зростає зі збільшенням питомої осьового навантаження Руд так, як це показано на рис. 5.2. (Крива ОАВС). При досить малому навантаженні напруга на майданчику контакту зуба шарошки з породою менше межі втоми останньої; тому при вдавливании відбувається лише пружна деформація породи (ділянка ОА). Руйнування ж породи в цій зоні, яку зазвичай називають областю поверхневого руйнування, може відбуватися шляхом стирання і, можливо, мікроскаливанія шорсткостей поверхні при прослизанні зубки.

Якщо навантаження більш висока (ділянка АВ), то тиск на площадки контакту зубки з забоєм перевищує межу втоми, але менше межі міцності породи. Тому при першому ударі зубки по даному майданчику відбувається деформація породи, можливо, утворюються початкові мікротріщини, але руйнування ще не відбувається. При повторних ударах зубків по тому ж майданчику початкові мікротріщини розвиваються вглиб до тих пір, поки при черговому ударі не відбудеться викол.

Чим більше діюча на зубок сила, тим менше ударів потрібно для руйнування. Цю зону називають областю об'ємно - втомного руйнування.

При більш високих навантаженнях руйнування породи відбувається при кожному ударі зубки. Тому ділянку правіше точки В називають областю ефективного об'ємного руйнування породи.

В області ОА поглиблення за один оборот dу мало і зростає дуже повільно, пропорційно питомому навантаженні на долото Руд. Під питомою навантаженням розуміють відношення навантаження на долото G до його діаметру. В області втомного руйнування поглиблення зростає швидше збільшення питомого навантаження і залежність між ними має статечної характер. В області ефективного об'ємного руйнування породи поглиблення за один оборот швидко зростає - приблизно пропорційно питомій навантаженні (або трохи швидше), якщо забезпечена достатня очищення вибою.

Характер залежності між поглибленням за один оборот долота dу і питомим навантаженням Руд істотно змінюється, як тільки очищення забою стає недостатньою і на ньому накопичуються раніше сколені частки, які не встигли переміститися в наддолотного зону. Такі частинки додатково подрібнюються при нових ударах зубків шарошок по забою. Тому з погіршенням очищення забою приріст поглиблення за один оборот долота зі збільшенням питомої навантаження буде зменшуватися.

Так, згідно з кривою ОАВДЕ, отриманої при бурінні з секундним витратою промивної рідини Q1, поглиблення за 1 оборот швидко зростає, до тих пір, поки питоме навантаження не перевищує Р111уд. При навантаженнях вище Р111уд приріст поглиблення спочатку сповільнюється, а потім (правіше точки F) поглиблення за один оборот зменшується через погіршення очищення забою. У разі ж збільшення секундного витрати  до Q2 вплив погіршення очищення забою стає помітним при більш високій питомій навантаженні (правіше точки G на кривій АВGH).

5.1.2. ВПЛИВ ЧАСТОТИ ОБЕРТАННЯ долота

Зі зміною частоти обертання долота змінюється число поразок забою зубками шарошечного долота.

При малій частоті обертання долота проміжок часу, протягом якого залишається розкритою тріщина в породі, що утворюється при вдавливании зубки, достатній для того, щоб в цю тріщину проник фільтрат бурового  розчину (або сам розчин). Тиску на частку зверху і знизу практично порівнюються і тріщина не може замкнутися після відриву зубки від породи. В цьому випадку відрив сколеній частки від забою і її видалення полегшуються. При збільшенні ж частоти обертання зменшується проміжок часу, протягом якого тріщина розкрита, і фільтрат може заповнювати її. Якщо ж цей проміжок стане дуже малим, фільтрат в тріщину не встигне проникнути, тріщина після відриву зубки шарошки від породи зімкнеться, а притискає сила і фільтраційна кірка будуть утримувати частку, перешкоджати її видалення з вибою. Тому на забої зберегтися шар сколених, але не віддалених частинок, які будуть повторно розмелюють зубцями долота.

  Оскільки через неповноту очищення забою величина поглиблення за один оборот долота dу зі збільшенням частоти обертання (кутової швидкості w) зменшується, то механічна швидкість Vом буде зростати пропорційно частоті обертання долота в ступеня меншою одиниці (рис. 5.3.).

5.1.3. ВПЛИВ ВИТРАТ БУРОВОГО  розчину

безперервна циркуляція бурового  розчину при бурінні  повинна забезпечувати чистоту стовбура свердловини і забою, охолодження долота, сприяти ефективному руйнуванню породи, попереджати ускладнення. Вплив витрати розчину на механічну швидкість буріння  показано на рис. 5.4. Як видно з малюнка, при незмінній осьової навантаженні і частоті обертання долота зі збільшенням секундного витрати бурового розчину поліпшується очищення забою і зростає механічна швидкість проходки. Однак збільшення секундного розчину ефективно лише поки він не досягне деякої величини Qд, при Qмах механічна швидкість проходки стабілізується. Величина Qд залежить від конструкції долота, схеми очищення забою, питомої осьового навантаження, частоти обертання, твердості породи і властивостей бурового  розчину.

  При подальшому зростанні витрат почне переважати підвищення втрат напору на подолання гідравлічних опорів в кільцевому просторі, загальний тиск на забій почне рости і механічна швидкість буде знижуватися.

5.1.4. ВПЛИВ ВЛАСТИВОСТЕЙ БУРОВОГО РОЗЧИНУ

На механічну швидкість буріння  впливають щільність, в'язкість, фільтрація, зміст піску і ряд інших параметрів бурового  розчину. Найбільш істотно впливає щільність бурового  розчину. Це вплив пояснюється в основному підвищенням гідростатичного тиску на забій і зростанням перепаду тиску між свердловиною і разбуріваемая пластом, в результаті чого погіршуються умови утворення тріщин, виколювали частки притискаються до масиву. Тому найбільш значно вплив r в області об'ємного руйнування породи, а при бурінні  в області поверхневого руйнування і стирання воно незначно.

Зі зниженням щільності в більшій мірі проявляється ефект нерівномірного всебічного стиснення, що полегшує руйнування порід.

Чим вище проникність порід і більше Водовіддача (фільтрація), менше в'язкість фільтрату, нижче частота обертання, більше тривалість контакту, тим слабкіше вплив щільності розчину, оскільки тиск на забої і на глибині виколи встигає вирівнятися.

5.2. ОСОБЛИВОСТІ РЕЖИМІВ ОБЕРТАЛЬНОГО БУРІННЯ.

Збільшення осьового навантаження і частоти обертання, підвищення щільності, в'язкості і концентрації твердих частинок, зниження витрати нижче Qд, а також теплоємності, теплопровідності і змащувальних властивостей бурових  розчинів, нерівномірна (ривками) подача долота, поздовжні і поперечні коливання низу бурильної колони, висока температура на вибої - все це скорочує продуктивне час перебування долота на вибої. Проте кінцева мета - не збільшення тривалості перебування долота на вибої, а отримання більшої проходки на долото за максимально короткий час. Тому якщо зміна якогось параметра обумовлює скорочення тривалості роботи долота на вибої, але одночасно збільшується механічна швидкість і підвищується проходка на долото, то воно доцільно.

Так як параметри режиму буріння взаємопов'язані, то найбільша ефективність буріння  досягається лише при оптимальному поєднанні цих параметрів, що залежить від фізико-механічних властивостей  породи, конструкції долота, глибини залягання розбурюється породи та інших факторів. Збільшення одного з параметрів режиму, наприклад, осьового навантаження, сприяє підвищенню ефективності буріння лише до тих пір, поки він не досягне оптимального значення при даному поєднанні інших параметрів. Збільшення даного параметра вище цього оптимального значення може сприяти подальшому підвищенню ефективності буріння  тільки в тому випадку, якщо одночасно будуть змінені всі або деякі інші параметри (наприклад, збільшений витрата промивальної рідини, зменшена частота обертання).

Зміненим поєднанню інших параметрів режиму відповідає нове оптимальне значення даного. Зміна параметрів режиму можливе лише в певних межах, які залежать від міцності долота, особливостей способу буріння, Технічних параметрів бурової  установки і ряду інших чинників.

регулювати витрата бурового  розчину можна трьома способами: заміною втулок одного діаметра в циліндрах бурового насоса на втулки іншого діаметру, зміною числа одночасно паралельно працюють бурових насосів, зміною числа подвійних ходів поршнів в насосі. При перших двох способах витрата розчину можна змінювати тільки поступово, при третьому можливо також плавну зміну. Другий з названих вище способів застосовують, як правило, в разі зміни діаметра долота: при бурінні  верхньої ділянки свердловини долотами великого діаметра використовують два одночасно працюючих насоса. При переході до буріння  наступної ділянки долотами меншого діаметру один з насосів часто відключають. Міняти втулки можна тільки в непрацюючому насосі. Тому в більшості випадків витрата рідини в період роботи долота на вибої залишається практично незмінним. Якщо тривалість рейсу велика (кілька десятків годин), витрата до кінця рейсу може дещо зменшитися внаслідок зростання витоків в насосі, обумовленого зносом поршнів.

Гідравлічну потужність на вибої можна регулювати зміною або витрати бурового  розчину, або діаметра гідромоніторних насадок в долоті, або числа таких насадок. Очевидно, діаметр насадок можна змінити тільки при підготовці нового долота до спуску в свердловину. Число ж працюють насадок можна зменшити так само в період роботи долота на вибої, якщо в потік рідини в бурильних трубах скинути кулю відповідного діаметру, він перекриє вхідний отвір в одній з насадок і вимкне її з роботи. При цьому швидкості струменів і перепад тисків в останніх працюючих насадках зростуть, і відповідно збільшиться гідравлічна потужність на вибої. Такий спосіб регулювання гідравлічної потужності на забої можна використовувати тоді, коли робочий тиск в насосах менше гранично допустимого при даному діаметрі втулок в них.