tПР = tМЕХ + tСПО + tКР + tВСП
tБК = tПР + tОСЛ + tН.ПР + tР
tБК - баланс календарного времени (от начала долбления до конца цементирования бк)
tОСЛ – ликвидация осложнений
tН.ПР – ликвидация аварий (непредвиденный простой)
tР – ремонт бурового оборудования
tЦ = tПС + tМ + tПБ + tБК + tИСП + tДЕМ + tРЗ
tЦ – цикловое время
техническая скорость бурения [м/мес]
где, Lc – длина скв. по стволу
720=30дн*24ч – кол-во часов в календарном месяце
зависит от уровня техники/технологии/организации труда в конкретной бур.бр.
коммерческая скорость бурения [м/мес]
зависит от темпа бурения и крепления скв. с учетом потерь времени на осложнения/ремонт/непроизводств. потери
- цикловая скорость бурения [м/мес]
зависит от работы бур. предпр. в целом, в том числе его взаимодействие со смежниками (гоефизики/тампонажники)
средняя механическая скорость
рейсовая скорость
№10 Режим бупения- в сочетании факторов опред. скорость и стоимость проходки конкретного интервала г.п. выдел в режимную пачку. Режимнаяпачка-г.п. одинаковой буримости в интервале, т.е. близкие по своиммеханическим св-вам. Буримость – способность г/п сопротивлятся разбуриванию буровым долотом Сочетание таких параметров, которые существенно влияют на показатели работы долота и которые буровик может изменить со своего пульта.
Pд [кН] – нагрузка на долото; n [об/мин] – частота вращения долота; Q [л/с] – расход(подача) пром. ж-ти; H [м] – проходка на долото
Vм [м/час] – мех. скорость проходки
Vср=H/tБ – средняя
Vм(t)=dh/dtБ – мгновенная
Vр [м/час] – рейсовая скорость бурения
Vр=H/(tБ + tСПО + tВ)
C [руб/м] – эксплуатационные затраты на 1м проходки
C=(Cд+Сч(tБ + tСПО + tВ))/H
Cд – сибестоимость долота; Cч – стоимость 1часа работы бур. обор.
- оптимизация режима бурения
- maxVp – развед. скв.
- minC – экспл. скв.
Метод реперных долот, долота должны быть:
- одинаковый тип, размер, констр. особенности
- одинаковый тип и примерно одинаковая степень износа
- сравнительно малое отличие показателей работы долот в пределах одной пачки
- желательно, чтобы мощность каждой пачки на порядок превышала проходку на долото
- чтобы в пределах одного интервала, число отработанных долот было статистически значимым
- режим отработки долот должен быть одинаковым
Этот метод позволяет рассматривать показатели работы реперных долот в качестве случайных величин, зависящих только от горных пород. С помощью метода статистики выделить однородные группы этих случайных величин. Каждая из этих групп будет соответствовать пачке попрод примерно одинаковой буримости
Статистический метод Радионова:
Заключается в сопоставлении полученных границ со стратеграфическими и литологическими границами геологического разреза
На заключительном этапе необходимо сопоставить полученные границы по различным скв. друг с другом, если они совпадут, то граница истинная, если она не подтверждается другими скважинами, то она ложная и причину нужно искать в технологии.
№13. Влияние подводимой к долоту мощности на процесс и показатели бурения
Мощность, обеспеч работу долота на забое: Na=2*(пи)*M*n, М-вращ момент на долоте, n-частота вращения дол
Момент измеряют и используют при расчётах в области раб нагрузок на долото
№12 -Зависимость Vмех от осевой нагрузки на долото аVм=f(Pд); n=const; Q=const; VМо=f(Pд) и Vср=f1(Pд)
I – прямолинейный отрезок кривой
Pд - область поверхностного истерания
Pк<Pу => не происходит обьемного разрушения породы, порода разрушается в рез-те истирания зубцами долота с обр. Пылевидных частичек. PS: работа в этой области не эффективна и не желательна
II – криволинейный участок
- область обьемного усталостного разрушения
Pу<Pк<Pш => предел усталости – минимум давления зуба на породу, при этом многократное нагружение породы приводит к ее обьемному разрушению. С ↑Pд требуется меньше число ударов для обьемного разрушения породы
III – прямолинейный участок, переходящий в горизонтальный
- область эффективного обьемного разрушения
Pк=>Pм; при каждом ударе зубца происходит обьемное разрушение породы с отломом частички
Вывод: для более мягкой породы область разрушения смещается влево, для более твердых – вправо
Породу целесообразно бурить при нагрузках соотв. III зоне или в крайнем случае во II зоне. [II-III] – наиболее выгодный диапазон нагрузок
Ф-ла Федорова
Pд≥αPшFк; Fк=KпДдS/2; Fк=S∑∑lij; Kп=∑∑lij/(Дд/2); Vм=KпPд B
α – κоэф. учит. заб. усл.(0,33-1,59); Fк – площадь контакта зубцов с породой; S – притупление зубцов долота (для нового долота S=1мм); Kп – коэф. перекрытия зубцами забоя скв.; i – номер шарошки, j – номер венца на шарошке, n – число шарошек, m – число венцов на шарошке; в – зависит от твердости породы (1-3)
№13 факторы: 1) с рочтом частоты вращения увел число поражений в забое долотом S- кол-во поражений; еш- кол-во шарошек; Zш- кол-во зубъев на шарошке; Dд- диам долота; dш-диам шарошки 2) увеличивается скорость удара зубьев 3) измен-ся динамич составляющая осевой нагрузки 4) уменьшается время актив контакта зуба долота с г.п. ks- коэф скольжения z- кол-во зубьев на внеш переферии ведущей шарошки. Получичлислед зависимости (рис)
№14 Зависимость Vмех от осевой нагрузки на долото. Фор-ла Федорова.
Vм=f(Pд); n=const; Q=const; VМо=f(Pд) и Vср=f1(Pд)
I – прямолинейный отрезок кривой
Pд - область поверхностного истерания
Pк<Pу => не происходит обьемного разрушения породы, порода разрушается в рез-те истирания зубцами долота с обр. Пылевидных частичек. PS: работа в этой области не эффективна и не желательна
II – криволинейный участок
- область обьемного усталостного разрушения
Pу<Pк<Pш => предел усталости – минимум давления зуба на породу, при этом многократное нагружение породы приводит к ее обьемному разрушению. С ↑Pд требуется меньше число ударов для обьемного разрушения породы
III – прямолинейный участок, переходящий в горизонтальный
- область эффективного обьемного разрушения
Pк=>Pм; при каждом ударе зубца происходит обьемное разрушение породы с отломом частички
Вывод: для более мягкой породы область разрушения смещается влево, для более твердых – вправо
Породу целесообразно бурить при нагрузках соотв. III зоне или в крайнем случае во II зоне. [II-III] – наиболее выгодный диапазон нагрузок
Ф-ла Федорова
Pд≥αPшFк; Fк=KпДдS/2; Fк=S∑∑lij; Kп=∑∑lij/(Дд/2); Vм=KпPд B
α – κоэф. учит. заб. усл.(0,33-1,59); Fк – площадь контакта зубцов с породой; S – притупление зубцов долота (для нового долота S=1мм); Kп – коэф. перекрытия зубцами забоя скв.; i – номер шарошки, j – номер венца на шарошке, n – число шарошек, m – число венцов на шарошке; в – зависит от твердости породы (1-3)
№15 Зависимость Vм от частоты вращения долота
Vм=f(n);
РИСУНОК
К росту Vм ведет:
- увеличение числа ударов в ед. времени
- увеличение энергии удара зубца о забой в рез-то роста секорости соударения
Vм=δn; δ – углубление забоя за 1оборот долота
уменьшение δ происх. При n>nкрит, пром. жид-ть не успевает выносить шлам из забоя => образуются шламовые подушки
РИСУНОК
n=nкрит; δ~const; δ= δo(1- k ln n), k – импер. коэф.(зависит от зашламленности забоя и от времени контакта зубца с г/п и от св-в к/п); Vм= δo(1-Kln n)n
РИСУНОК
при tк>to; h=hmax; при tк<to; h<hmax
уменьшается время контакта зубца с породой
dVм/dn= δo(- kn / n +1- k nl n)=0; 1- k = k ln n
n=e1/k-1 – maxVм
глины: n~300-400об/мин; карбонаты: n~200-250; абразивные: n~40-50
в мягких породах ↑n приводит к ↑Vм
Vм=ke a; 0< a <1; Vм=An B; B<1(~0.8)
Vм=kPд B n a
Увеличение n для достижения ↑Vм более эффективен в мягких г/п, чем в твердых
№16 Зависимость Vм от расхода пром. жид-ти. Зависимость Бингхэма.
Vм=f(Q); Pд,n=const
РИСУНОК
I - ↑Q приводит к линейному ↑Vм; с ростом Q улучшаются условия разрушения г/п зубцами долота
II – Qд(достаточное) дальнейший рост Q не приведет к ↑Vм
III – большие скорости течения жид-ти => большие гидр. потери
На очистку забоя от шлама помимо Q влияют:
- расп. промыв. отв. в долоте; схема циркуляции ж-ти на
забое; скорость истечения ж-ти из насадок долота; св-ва ПЖ
РИСУНОК
Q4>Q3>Q2>Q1
I – совершенная очистка забоя
II – несовершенная
III – неудовлетворительная
№17-Влияние св-в промывочной жидкости на Vм. Дифференциальное давление на забой
- ↓ p бр=↑Vм
- ↑вязкость=↓Vм
- способствует несущей спопобности бур. р-ра; ↓Vм
- фильтрационная способность
- чем ↑, тем ↑Vм
с точки зрения разр. г/п, целесообразно ↓вязкость и ↑водоотдачу бур. р-ра
Vм=f(ΔPдиф); ΔPдиф= Pзаб-Pпл; Pзаб= p брgh+ΔPкп; ΔPкп= k p Q2
k – коэф. гидродин. сопрот. в кольц. пр-ве
ΔPдиф= p бр(gh+ kQ2)-Pпл
РИСУНОК
эффект бурения при равновесном давлении может быть достигнут только при бурении проницаемых г/п
↓ ΔPдиф тем ↑, чем ↑проницаемость г/п, время фильтрации бур. р-ра и фильтрационных способностей промыв. ж-ти
№18 П ромыв системы бур долот и их влияние на проц и показат бурения
Промыв системы шарош долот – центральная и гидромониторная системы.
Центральная – ГОСТ20692-75 включает внутр полость долота, сужающийся подводящ клапан и центральная промывочное отверстие круглого сечения. Диаметр этого отверстия явл основной геом характер сист промывки. Выполняется в долотах для разбур твёрд и оч твёрд пород с опорами типа B. Имеет расход от 0,90-0,95. Достоинства: хорошо очищ и охлажд вооружение. Недостатки: слабое гидродинам воздейств струи жидк на забой.
Гидромониторная – выполн во всех долотах для разбур м и сред твёрд гор пород, а также в долотах всех типов для низких и средних частот вращ (АУ, НУ и Н). Скорость течения жидкости 80-120 м\с. Достоинства: высок энергия струи.
При использовании гидромонит долот в сочетании с гидравл забойн двигателями повышается расход при установленной гидравл мощности насосов приводит к снижению перепада давления в насадках и заб двигателях и уменьшению их мощности и ск-ти истечения из насадок
№19. Гидромониторный эффект и его полезное использование.
Гидромонит эффект достигается при Vи=45-60 м\с (темп увеличения Vm резко возрастает).
Появление гидромонит эффекта зависит от твёрдости разбур гор пород. Для мягких и средн ТВ гор пород г-м эффект существенный уже при Vи=45-60 м\с, а ТВ и к гор пор только при Vи больше 100 м\с, поэтому г-м долота не применяются при Турб бурении
№21 Пути улучшения очистки забоя. Новые типы насадок, их конструкция, создаваемые ими эффекты, влияние на процесс очистки забоя.
Результат НИР.
Предлагаемая конструкция состоит из собственно гидромониторного долота, промывочного и шламового каналов в наддолотном переводнике и размещенного в наддолотном переводнике механизма для принудительного подъема и выноса шлама - наддолотного вихревого насоса.
Насос служит для улучшения очистки забоя от шлама (путем упорядочения восходящего потока промывочной жидкости (со шламом)) и снижения дифференциального давления на забой скважины.
Для улучшения очистки забоя совершенствуют системы промывки, что приводит к улучшению организации потоков в призабойной зоне для ускорения удаления шлама из области работы шарошек и предупреждения налипания шлама на детали долота. По реализации этого направления ведутся работы по совершенствованию параметров асимметричной системы промывки, а также снижение дифференц давления на забое.
Чудновский – вариант асимметричной промывки со случайным перекрытием одной из г-м насадок.
Мавлютов М.Р. – «блуждающая» система промывки.
Жидовцев – система комбинированной промывки.
№22 плотность бур рас-ра оказывет влияние на изменение диф давления на забое (диф давление –это Рд=Рскв –Рпл) Ру=Рскв –Ртрещ (рис) 1- для хорошо проницаемых г.п. 2- для пород средней твердости 3- для твердых пород
№23 Влияние вязкости бур-го раствора на процесс и показатели бурения.
Вязкость характеризует прокачиваемость буров. р-ов и обусловлена внутреннием трением в них. При бурении следует поддерживать минимально необходимую вязкость р-ра. При излишне высокой вязкости вследствии больших гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве возможны раскрытие трещин в слабых пластах (гидроразрыв) и поглощения, хуже очищается раствор от шлама и газа, увеличивается дифференциальное давление на забой, снижаются подача бурового насоса и мощность турбобура, хуже охлаждается долото. В то же время раствор с повышенной вязкостью при прочих равных условиях поглощается менее интенсивно, выносит шлам при меньшей скорости восходящего потока. Обычно измеряют динамическую. пластическую и условную вязкость. Динамическая вязкость опред-ся для р-ов, не образующих структуры (пресная и соленая вода), пластическая-для вязкопластичных (структурированных) ж-тей (глинистые р-ры), условная вязкость –для любых растворов, главным образом, в полевых условиях.
№24 Влияние фильтроотдачи бур-го р-ра на процесс и показатели бур-я
Фильтрац-ые свойства, т.е. свойства, связанные с проникновением компонентов раствора в контактирующие с ним горные породы и пласты с образованием фильтрационной корки. Для характеристики этих свойств измеряют показатель фильтрации и толщину корки.
Фильтрация характеризует спос-ть буров-го раствора выделять жидкую фазу., проникающую в горные породы в скважине. С ростом фильтрации, особенно при промывке раствором на водной основе, часто ухудшается качество вскрытия продуктивных пластов, повышается интенсивность обвалообразований в глинах, аргиллитах, сланцах, увеличивается толщина фильтрационной корки, что сопровождается сальникообразованиями, затяжками и повышает вероятность прихвата бурильной колонны и приборов в скважине.
Для снижения фильтрации растворы обрабатывают дорогостоящими химическими реагентами. Поэтому в практике бурения фильтрацию следует снижать, лишь когда это безусловно необходимо, и до такого уровня, который технологически допустим и не вызывает осложнений.
С увеличением фильтрации уменьшается отрицательное влияние дифференциального давления на процесс разрушения горных пород.
Показатель фильтрации измеряется при обычной температуре с помощью приборов ВМ-6,ВГ-1М.
Фильтрация измеряется при статическом или динамическом состояниях раствора. При повышенных температурах и перепадах давления фильтрацию определяют на фильтр-прессах различной конструкции.
№25 Дифференциальное давление на забой
- ↓ p бр=↑Vм
- ↑вязкость=↓Vм
- способствует несущей спопобности бур. р-ра; ↓Vм
- фильтрационная способность
- чем ↑, тем ↑Vм
с точки зрения разр. г/п, целесообразно ↓вязкость и ↑водоотдачу бур. р-ра
Vм=f(ΔPдиф); ΔPдиф= Pзаб-Pпл; Pзаб= p брgh+ΔPкп; ΔPкп= k p Q2
k – коэф. гидродин. сопрот. в кольц. пр-ве
ΔPдиф= p бр(gh+ kQ2)-Pпл
РИСУНОК
эффект бурения при равновесном давлении может быть достигнут только при бурении проницаемых г/п
↓ ΔPдиф тем ↑, чем ↑проницаемость г/п, время фильтрации бур. р-ра и фильтрационных способностей промыв. ж-ти
№26 Влияние угнетающего давления на процесс и показатели бурения.
Давл на долоте Рд зависит от максимально допустимого давления нагнетания на устье.
Большинсто БУ имеют ограничения мак давл нагнет на устье.
Потеря давления в долоте представляет собой разность между давлением на стояке и Рр. Для данного расхода жидкости оптимальная гидравл программа достигается в случае, когда гидравл мощность долота составл некоторую часть мощности на пов-ти.
Различ 3 вида:
-прямой – связан с быстрой остановкой потока и с быстрым переходом Ек потока в Уп давл жидкости.
-обратный – связан с быстрым переходом Еп давления жидк в Ек.
-непрямой – связан с переходом Ек в Еп за время большее фазы гидроудара.
№27. Понятие об изнашив и износе долот. Причины и последств изнашивания. Виды износа.
При достижении износа вооружения, подшипников опор и системы промывки долото становится непригодным.
Для долот 1-го класса:
Существ 3 основ профиля изнашивания зубьев: 1-с плоской вершиной, 2-со скруглением вершины, 3-с приострением вершины. Поломки элементов вооружения обусловлены цикличностью работы и весьма высокой неравномерной нагрузкой, приводящими к существенному усталостному снижению сопротивления разрушению материала зубьев. Характерные поломки: слом под корень, поломка в среднем сечении, выкрашивание частиц вершин зубьев, смятие зубьев.
Для долот 2-го класса:
Принципиально отличается от изнашивания долот 1 кл. Скорость абразивного изнашивания твёрдого сплава весьма мала и не определяет долговечность вооружения. Основные причины выхода из строя: поломки и выпадение зубков. Основные виды поломок: усталостные скол вершин зубков и их слом.
Основным признаком изнашивания сооружения явл-ся снижение мех ск-ти буреня или интенсивности разрушения гор пород.
№31 Зависимость износа долот от частоты вращения бри бурении разл пород
С увеличением частоты вращения долота увеличивается число касаний зубьев долото с забоем. Также увеличивается вибрация долота, что приводит к дополнительному износу опор шарошек. С ростом частоты увеличивается скорость удара зубьев долота и о г.п.
№32 Зависимость износа долота от расхода
С увеличением расхода увеличивается износ гидроманиторного узла. Но если расход будет не достаточным для поднятия с забоя выбуренного шлама то увеличивается износ шарошек и вооружения. Кроме того теряется мощность.
№33 Зависимость износа долот от качества бурового раствора
Под качеством бурового раствора понимают наличие твердой фазы. Понятно, что с увеличением твердой фазы увеличивается износ долота особенно узла промывки.
№34 Особенности изнашивания твердосплавных долот
Скорость абразивного изнашивания твердого сплава весьма мала и не определяет долговечность долота. Основная причина – поломка и выпадение зубьев. Основные виды поломок – усталостный скол вершин зубьев и их слом. Наиболее слабыми звеньями твердосплавного вооружения является переферийные венцы шарошек. Зубки этих венцов установлены под углом к плоскости забоя и подвергаются значительным циклическим изгибающим нагрузкам.
№35 Особенности изнашивания алмазныхдолот.
Алмазы изнашиваются восновном вследствиеперегрева (окисление, графитизация), усталастного и термоусталостного микровыкрашивания. Кроме того, выход долота из строя м.б. связан с разрушением (выкрашиванием) алмазов при их взаимодействии с оголенными и выпавшими алмазами, с окремнением, трещинами, кусками металла и породы на забое. Распределение износа по поверхности долота как правило неравномерно. Наиболее характерен локальный, кольцевой износ. Природа кольцевого износа до конца не выяснена. На развитие кольцевого износа влияют неравномерная теплоэнергетическая загрузка резцов по радиусу долота, попадание на забой инородных предметов (куски металла) и выпавших резцов.
№37. Закономерности изменения мех ск-ти бурения лопастными долотами во времени.
В случае долот 1 класса снижение мех ск-ти обусловлено увеличением площади контакта зубьев с гор породой в результате их абразивного изнашивания. А т.к. по мере увел притупления снижается удельная мощность трения, то сниж и ск-ть изнаш зубьев.
№38 Завис изм мех скор бур разл по ТВ и абр пород шарош долотами от врм бур-я Рассмотрим зависимость на начальный момент(рис1) V=V0 –e- t скачки обусловлены переходом из одного типа долот в пропласток с др механ св-ми; износом и сломом вооружения (калибрующей поверхности). Для шарошечных долот зависимость та же (рис2) 1-для высокоабразивных г.п. 2- занимает промежуточное положение 3- для мягких г.п.
1) Тz>Tf 2) Тz=Tf 3) Тz<Tf где Тz- износ вооружения Tf – износ опоры. Рассмотрим зависимоть Федорова – V=aGxny, -влияние объемной скорости на мехскорость бурения V=Qp(m+bQp)-1 -влияние долговечности T=A(Gx1ny1)-1 Определим величину проходки и получим: Н=V*T=a*A* Gx-x1ny-y1 H=B*Gznu влияние на проходку большее влияние оказывает осевая нагрузка z=4u
№39 Компл влияние разл факторов ….Процесс бурения скважин зависит от большого числа факторов. При проектировании оптимального режима бурения желательно иметь уравнения, которые с достаточной степенью приближения описывали бы зависимости показателей работы долота от всех факторов. Геологический фактор характеризуется показателями прочностных, упругих, пластических и абразиных свойств горных пород, наличием твердых включений, сплошностью, пластовым давлением, глубиной и характером залегания и температурой. Технологические факторы- параметры режима работы долота, компоновкой бурильного инструмента и свойствами бурового раствора, к основным из которых относятся плотность, вязкость, фильтрационные св-ва, содержание ТВ фазы и смазочно-охлаждающая способность. Субъективные факторы- квалификацией бурильщиков и членов буровой бригады, наличием опыта работы на рассматриваемом месторождении, состоянием технологической дисциплины.
№40 Влияние различных элементов КНБК на процесс и показатели бурения
Калибратор – снижает амплитуду, увеличивает длину волны, снижает поперечные колебания. Амортизатор – уменьшает динамику долота. Разработчики резонаторов существенных результатов пока не дали.
№41 характер и прич измен момента и мощ-ти на шарошечном долоте во времени
Мощность, обеспеч работу долота на забое: Na=2*(пи)*M*n, М-вращ момент на долоте, n-частота вращения дол
Момент измеряют и используют при расчётах в области раб нагрузок на долото
Вращ момент на долоте зависит от осев нагрузки G, свойств разбур пород и типа долота.
M=Mуд*G.
Наибольшее влияние на m°- среднее значение момента, оказывает смещение осей шарошек в плане.
№42. Колонковое бурение, область его применения.
При бурении разведочных скважин для извлечения керна на поверхность используется колонк бурение. Керн служит основным материалом для изучения состава профиля горн пород (геол строение разреза, механич, абразивных, коллекторских свойств, состава и строения гор пород. Бурение осуществляется кольцевым забоем.
№43. Колонковый инструмент, применяемый при роторном бурении.
Колонковое долото (бур головка, присоединённое к ней керноприёмное устройство)
Корпусные керноприемные устройства со стационарной колонковой трубой, со съёмной колонковой трубой
Бур головки, оснащ алмазными резцами и резцами из славутича.
Кернорватели цангового, рычажкового и пружинного типов.
№44. Колонк инстр, прим при турбин бурении.
Колонковое турбодолото для бурения с отбором керна съемной грунтоноской. Грунтоноска расположена в полом валу турбобура и вместе с керном поднимается внутри бурильной колонны с помощью захватного приспособления, подвешенного на конце каната.
№45. Показатели, определ кач-во колонк инструмента.
Чем выше K1=Dк/Dг(наруж диам бурильн головки)-коэффициент керноотбора, тем лучше колонковое долото удовлетворяет требованию отбора керна максимально возможного диаметра.
Чем больше K2=Dk/hk(расстояние от забоя до входа в керноприёмное устройство), тем меньше керн подвергается прямому воздействию потока промывочной жидкости и вращающегося инструмента, тем меньше керн разруш и размывается.
н отбираюь с помощью колонковых турбодолот со съёмной грунтоноской КТД3 и КТД4.
№46. Показатели, определяющие качество керна и факторы, его определяющие.
Признаки качества керна: диаметр керна Dк, степень размыва и загрязнённости буровым раствором и целостность (неразрушенность).
Керн должен иметь необходимые размеры(не менее 20 мм в диаметре), быть минимально нарушенным при отборе, по возможности сохранить насыщающий флюид и пластовые условия.
Сохранность керна зависит от соосности резьбовых соединений и колебаний бурильной колонны.
№48 Техн рот спос бур… роторным способом бурят ~20-25% метража скв.
ротор – коническая зубчатая муфта, предн. для передачи вращения от гориз. расп. вала тарнсмиссии на верт. расп. БК
функции:
- передача вращения на БК с одновр. подачей ее на забой
- восприятие разл. нагр. в процессе бурения и СПО
- воспр. реакт. момента корпуса ЗД, доходящего до устья скв.
скорость вращения ротора регул. с помощью передаточного мех-ма или коробки передач. n~40-320[об/мин]
ПРК – ротор с пневм. клиновым захватом
выбор ротора:
- d прох. сечения; мощность; max осевая нагрузка
особенности
- передача мощности к долоту осущ. по гидр. и мех. каналу
достоинства:
- большая проходка на долото
- незав. регулирование нагр. на долото и частота его вращения
- ротор снабжается моментометром
- возрастает точность измерения осевой нагрузки
- меньшая вероятность затяжек и прихватов БК
недостатки:
- ↑Fтр о стенки скв., что приводит к износу
рациональная обл. применения:
- геологические/технологические/экономические факторы
- Lскв>3500м; tзаб>140’C; Dдол<190,5мм;
- наличие осложнений (затяжки/прихваты)
- использование аэрированного БР, либо продувка
воздухом/газом
- применение долот с гермет. опорой
- бурение интервалов интенсивного искривления ствола скв.
- нехватка УБТС (необходимо использовать БТ достаточной
прочности)
№49. Определение необходимого момента и мощности на устье при роторном бурении.
Nд=(π*Mд*n)/30 – мощность на долоте.
Желание подводить к долоту как можно большую мощность вынуждает поддерживать высокие частоты вращения. Снижение n должно сопровождаться гораздо большим повышением Mд, чтобы подводить к долоту ещё большую мощность. При этом условии бурение будет вестись в наиболее выгодном низкооборотном режиме при повышенных осевых нагрузках на долото, т.е при больших значениях Mд/n. С увеличением Mд/n существенно снижается энергоёмкость разрушения пород.
№50. Принципы нормирования расхода бур раств при роторном бурении.
Меньшая потребность в расходе бур раств позволяет создавать гораздо больший перепад давл и более высокую скорость его истечения из насадок. При снижении частоты вращения долота уменьш вращат-вихревой эффект потока ратвора, ослаб взвешивание шлама по сравнению с высокооборотным бурением. Поэтому промывка забоя должна быть более совершенной. Требования к смазывающей и противоизносной способности выше.
№51 Построение НТС И НС номограммы
По мере углубления скважины гидравлические сопротивления в циркуляционной системе буровой растут. Это может вызвать необходимость изменения режима работы насоса - частоты ходов, диаметра втулок, или изменения гидравлических характеристик циркуляционной системы путем изменения диаметров гидромониторных насадок или типоразмера забойного двигателя.Определение режима работы насоса по мере углубления скважины удобно производить с помощью НТС (НС)-номограмм. НТС-номограммой называется график совмещенных гидравлических характеристик насоса, турбобура (гидравлического забойного двигателя - ГЗД) и скважины. При роторном бурении строится НДС-номограмма (насос-долото-скважина), при электробурении -НС-номограмма.Гидравлической характеристикой бурового насоса является зависимость его производительности, допустимого давления и мощности от частоты ходов и диаметра поршней, построенная в координатах Р-Q и N-Q. Характеристика насоса У8-6М с регулируемым и нерегулируемым приводом. Гидравлической характеристикой турбобура является зависимость перепада давления и срабатываемой гидравлической мощности от расхода. Строится в тех же координатах. Для построения характеристики ГЗД используются зависимости, приведенные в табл.9.4.Гидравлической характеристикой скважины является зависимость потерь давления и гидравлической мощности, срабатываемых в циркуляционной системе, без учета потерь давления и мощности в ГЗД (при построении НТС-номограмм) или в долоте (при построении НДС-номограмм) в зависимости от глубины скважины и расхода промывочной жидкости. Потери давления и мощности в циркуляционной системе D Pc, и Nc откладываются на графиках Р - Q и N - Q влево от линии давления и мощности насоса. Совмещая все эти характеристики на одном графике, получаем НТС-номограмму (рис.9.7). На НТС-номограмме можно построить характеристики нескольких ГЗД с тем, чтобы выбрать оптимальный вариант. НДС-номограмма строится аналогично: только вместо характеристики ГЗД в координатах Р-Q,, N - Q строится гидравлическая характеристика долота. На НДС-номограмме также можно изобразить гидравлические характеристики нескольких долот с различной площадью промывочных отверстий.
№72 Построение НТС И НС номограммы
По мере углубления скважины гидравлические сопротивления в циркуляционной системе буровой растут. Это может вызвать необходимость изменения режима работы насоса - частоты ходов, диаметра втулок, или изменения гидравлических характеристик циркуляционной системы путем изменения диаметров гидромониторных насадок или типоразмера забойного двигателя.Определение режима работы насоса по мере углубления скважины удобно производить с помощью НТС (НС)-номограмм. НТС-номограммой называется график совмещенных гидравлических характеристик насоса, турбобура (гидравлического забойного двигателя - ГЗД) и скважины. При роторном бурении строится НДС-номограмма (насос-долото-скважина), при электробурении -НС-номограмма.Гидравлической характеристикой бурового насоса является зависимость его производительности, допустимого давления и мощности от частоты ходов и диаметра поршней, построенная в координатах Р-Q и N-Q. Характеристика насоса У8-6М с регулируемым и нерегулируемым приводом. Гидравлической характеристикой турбобура является зависимость перепада давления и срабатываемой гидравлической мощности от расхода. Строится в тех же координатах. Для построения характеристики ГЗД используются зависимости, приведенные в табл.9.4.Гидравлической характеристикой скважины является зависимость потерь давления и гидравлической мощности, срабатываемых в циркуляционной системе, без учета потерь давления и мощности в ГЗД (при построении НТС-номограмм) или в долоте (при построении НДС-номограмм) в зависимости от глубины скважины и расхода промывочной жидкости. Потери давления и мощности в циркуляционной системе D Pc, и Nc откладываются на графиках Р - Q и N - Q влево от линии давления и мощности насоса. Совмещая все эти характеристики на одном графике, получаем НТС-номограмму (рис.9.7). На НТС-номограмме можно построить характеристики нескольких ГЗД с тем, чтобы выбрать оптимальный вариант. НДС-номограмма строится аналогично: только вместо характеристики ГЗД в координатах Р-Q,, N - Q строится гидравлическая характеристика долота. На НДС-номограмме также можно изобразить гидравлические характеристики нескольких долот с различной площадью промывочных отверстий.
№52Общие затраты мощности при роторном бурении
N=Nт+Nхв+Nд 1. Мощн транс N=an1.5 a=0.003вт/об мин 2. Холост ход N=gρD2n1.7Lc с=0,017-0,019
№53 Коэффициент передачи мощности на забой при роторном бурении
k=Nд/Nт+Nхх+Nд
№56. Принципы оптимизации режима роторного бурения.
Режимн параметры – осевая нагрузка, частота вращения долота, расход бур раствора (можно в определённых прделах повышать и понижать один из них на одном уровне и изменять другие).
Это позволяет подбир лучшие сочетания параметров для конкрет усл бурения.
№54 приборы контроля параметров режима роторного бурения
По числу секций: одно, двух, трехсекционные. 2. По циркулятивности турбин: нормальные, высокоциркулятивные. 3. По констр опор: шаровая, резинометаллическая. 4. По степени подвижности ротора и статора: жесткозакрепленные, с подвижными ротором и статором. 5. По способу снижения частоты вращения: с решетками торможения, с редукторной вставкой. 6. По материалу турбин: стальные пластмассовые.
№57 достоинства и недостатки роторного бурения
достоинства:
- большая проходка на долото
- незав. регулирование нагр. на долото и частота его вращения
- ротор снабжается моментометром
- возрастает точность измерения осевой нагрузки
- меньшая вероятность затяжек и прихватов БК
недостатки:
- ↑Fтр о стенки скв., что приводит к износу
рациональная обл. применения:
- геологические/технологические/экономические факторы
- Lскв>3500м; tзаб>140’C; Dдол<190,5мм;
- наличие осложнений (затяжки/прихваты)
- использование аэрированного БР, либо продувка
воздухом/газом
- применение долот с гермет. опорой
- бурение интервалов интенсивного искривления ствола скв.
- нехватка УБТС (необходимо использовать БТ достаточной
прочности)
№58 Особенности турбинного бурения заключаются в следующем.
В РФ основные объемы бурения осуществляются турбинным способом бурения(80-85%).
Т/б- это ЗД (гидравлический) предназначенный для бурения скв. в различных геологических условиях. В турбинах т/б гидравлическая энергия бур.р-ра, движется под давлением превращается в мех.энергию вращающегося вала, связанного с долотом.
Основная часть т/б- турбина, состоящая из большого числя (>100) совершенно одинаковых ступеней. Каждая ступень состоит из вращающегося соединенного с валом ротора и неподвижного закрепленного в корпусе т/б статора.
Особенности турбинного бурения:
1) улучшается в отличие от роторного способа условия работы БК, что позволяет облегчить и удешевить ее. Длина УБТ может быть уменьшена- сжатый участок колонны не испытывает таких сложных напряжений, как при роторном способе. Во избежание зависания и прилипания колонны к стенке скв. целесообразно периодическое ее проворачивание ротором. Срок службы БК обычно в 2 раза больше, чем при роторном бурении. Однако повышенные Р в циркуляционной системе вызывают более частый промыв резьб.
2) возрастает мех.скорость=>возрастает коммерческая скорость. Однако снижается проходка на долото (повышенный износ опор и вооружения). Недостаточно длителен межремонтный срок службы опор т/б => снижение эффективности применения износостойких алмазных долот, долот ИСМ (в ряде случаев недостаточно Мкр).
3) могут использоваться все виды бур.р-ров, кроме продувки воздухом. Низкие показатели при использовании очень вязких и утяжеленных р-ров. Турбины и опоры быстро изнашиваются при высоком содержании в р-ре тв.фазы, шлама и песка.
4) облегчается отклонение ствола скв. в требуемом направлении
5) улучшаются условия работы обслуживающего персонала, т.к. отсутствует непрерывный шум ротора и умен-ся вибрация на буровой.
№59 Конструктивные особенности современных турбобуров.
Современные турбобуры значительно отличаются от первых турбобуров по своей конструкции. Развитие технологии и появления новых высокопроизводительных долот привело к появлению новых направлении в конструировании турбобуров:
· с системой гидродинамического торможения; -
· многосекционных; - применяются с целью снижения частоты вращения долота и увеличения крутящего момента.
· с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;
· с системой демпфирования вибраций;
· с разделенным потоком жидкости и полым валом;
· с плавающей системой статора;
· с тормозной приставкой гидромеханического типа;
· с редукторной приставкой.
№60 Классификация современных турбобуров.
По числу секций: одно, двух, трехсекционные. 2. По циркулятивности турбин: нормальные, высокоциркулятивные. 3. По констр опор: шаровая, резинометаллическая. 4. По степени подвижности ротора и статора: жесткозакрепленные, с подвижными ротором и статором. 5. По способу снижения частоты вращения: с решетками торможения, с редукторной вставкой. 6. По материалу турбин: стальные пластмассовые.
№61 Энерг хар турбобуров С изменением количества и качества борового раствора, прокачиваемого через турбину, изменяются ее энергетические параметры согласно соотношениям из теории турбин:
Здесь r 1 и r2 — перепады давления в турбине при расходах Q1 и Q2 и плотностях бурового раствора r1 и r 2. Отношение М/п при роторном бурении значительно больше, чем при турбинном. Особенно сильно это различие для турбобуров малого диаметра, поскольку велико влияние диаметра турбобура на его мощность и крутящий момент (при других неизменных параметрах):
(d1 и d2—диаметры турбобура).
Зная энергетические параметры при одном режиме промывки из стендовых исследований и пользуясь этими соотношениями, можно определить параметры турбины при другом качестве и количестве бурового раствора
№62 Рабочая характеристика турбобура В отличие от турбины рабочая характеристика турбобура учитывает затраты мощности на трение в опорах турбобура и дает, таким образом, возможность определить крутящий момент, мощность на долоте в зависимости от расхода, частоты вращения, осевой нагрузки на долото. Она зависит также от типа и состояния опор турбобура, свойств бурового раствора.Поскольку не учитывается потеря мощности в подшипниках, при отсутствии нагрузки на валу турбина будет вращаться с максимальной частотой nx. При создании на валу сопротивления вращению частота вращения снижается пропорционально приложенному крутящему моменту. При полной остановке вала (п=0) момент достигает максимального значения, называемого тормозным моментом Mт. Значение крутящего момента на валу турбины при частоте вращения вала 0<n<nх определяется из выражения
. (7. 7) При этом мощность на валу турбины
(7.8)
Исследование этой функции показывает, что N максимальна при nо=nх/2 (режим максимальной мощности турбины). Профиль лопаток турбины выбирается так, чтобы перепад давления на турбине мало изменялся при уменьшении или увеличении частоты вращения и максимум к п.д. достигался при nо»nх/2. Однако в настоящее время выпускают турбобуры с так называемой падающей линией давления. У них перепад давления зависит от частоты вращения вала и при уменьшении ее от nх до нуля перепад давления снижается приблизительно в 2 раза. Это позволяет улучшить в целом рабочую характеристику турбины—повысить устойчивость ее работы и при
.
№60-66 Рабочая характеристика турбобура В отличие от турбины рабочая характеристика турбобура учитывает затраты мощности на трение в опорах турбобура и дает, таким образом, возможность определить крутящий момент, мощность на долоте в зависимости от расхода, частоты вращения, осевой нагрузки на долото. Она зависит также от типа и состояния опор турбобура, свойств бурового раствора.Поскольку не учитывается потеря мощности в подшипниках, при отсутствии нагрузки на валу турбина будет вращаться с максимальной частотой nx. При создании на валу сопротивления вращению частота вращения снижается пропорционально приложенному крутящему моменту. При полной остановке вала (п=0) момент достигает максимального значения, называемого тормозным моментом Mт. Значение крутящего момента на валу турбины при частоте вращения вала 0<n<nх определяется из выражения
. (7. 7) При этом мощность на валу турбины
(7.8)
Исследование этой функции показывает, что N максимальна при nо=nх/2 (режим максимальной мощности турбины). Профиль лопаток турбины выбирается так, чтобы перепад давления на турбине мало изменялся при уменьшении или увеличении частоты вращения и максимум к п.д. достигался при nо»nх/2. Однако в настоящее время выпускают турбобуры с так называемой падающей линией давления. У них перепад давления зависит от частоты вращения вала и при уменьшении ее от nх до нуля перепад давления снижается приблизительно в 2 раза. Это позволяет улучшить в целом рабочую характеристику турбины—повысить устойчивость ее работы и при .
№67 Расчет раб хар-к турбобуров. Рорядок и послед расчета….Рабочими характеристиками турбобуров принято называть две группы зависимостей: Мт.б.=f1(n), Nт.б.=f2(n), hт.б.=f3(n), и
n=j1(Gд), Мд=j2(Gд), Nд=j3(Gд), hт.б. =j4(Gд),-(это есть, ты только начало продиктуй, пойму, а дальше продиктуй)
где n,G,M,N,h-частота вращения, осевая нагрузка, момент, мощность, и к.п.д. соответственно. Индексы «т.б.» и «д» относятся соответственно к турбобуру и долоту.(рис1)
Целью расчета является определение: 1)нагрузки на долото, соответствующей максимальной мощности на валу турбобура;2)области устойчивой работы забойного двигателя;3)зоны повышенных вибраций вала турбобура (“запретной зоны”).
На рисунке: Мт, Nт – момент и мощность турбины; 
, 
- разгонный и тормозной момент; nх, nр, nу, nг –nо - частота вращения “холостого”, разгонная, устойчивого, гидравлически разгруженной пяты и максимальной мощности турбины;
Dnз- «запретная» область;
Dnр,о – рабочая область;
Мв и Nв.- момент и мощность на валу турбобура.
(рис2)Другая группа характеристик строится в зависимости от Gд. Для этого для различных значений Gдi откладываются значения ni, Мдi и Nдi. При этом полезно иметь в виду, что поскольку зависимость n и М от Gд линейная, то достаточно нанести на график их значения в характерных точках: n=0, nг и nу и соединить полученные точки прямыми линиями. И лишь для построения графика Nдi=j3(Gдi) необходимо вычислить значения Nдi и в промежуточных точках Gдi.
Порядок расчета:
1. на основе исх. данных по ф-лам подобия вычисл. значения n0, MT0, ΔPT, NT
2. nx=2n0, MТОРМ=2М0
3. ΔPTБ. ΔPд
4. GГ- нагрузка при режиме гидр. разгруженной пяты
5. GВРАЩ. ЧАСТЕЙ=0,5GТБ, сред радиус вращения RСР, коэф трения μ, уд. момент в опоре МУД.ОП.
6. Δ МОП
7. МХХ- хол. хода
8. МР- разгонный
9. nP - разгон, nУ- устойч.
10. МУД
11. [GД]
12. последовательно через опр. интервалы задаются GДi и находят МВi и МДi
№70 Утечки по длине бурильной колонны
Характер: негерметичность соединения, порыв колонны. Причины перекос резьбы, неправильно затянули резьбу, неправильный расчет бк., неправильно выбран материал бк., привышение допустимых давлений.Последствия: уход бурового раствора, ГНВП, потеря колонны, нарушение режима бурения. Меры предупреждения: недопускать причины утечек
№73 работа с НТС номограммой и решаемые с ее помощью задачи
По мере углубления скважины гидравлические сопротивления в циркуляционной системе буровой растут. Это может вызвать необходимость изменения режима работы насоса - частоты ходов, диаметра втулок, или изменения гидравлических характеристик циркуляционной системы путем изменения диаметров гидромониторных насадок или типоразмера забойного двигателя.Определение режима работы насоса по мере углубления скважины удобно производить с помощью НТС (НС)-номограмм. НТС-номограммой называется график совмещенных гидравлических характеристик насоса, турбобура (гидравлического забойного двигателя - ГЗД) и скважины. При роторном бурении строится НДС-номограмма (насос-долото-скважина), при электробурении -НС-номограмма.
№74 Общие затраты мощности при турбинном бурении
Nприв=N+Nт+Nм+Nг, N-подводимая к долоту, Nм – потери в опорах, Nг – потери в циркуляционной системе. Nт – потери в турбобуре.
№75Коэффициент передачи мощности на забой при турбинном бурении и пути его повышения
η=ηг(0,8),ηм(0,9),ηт = 0,48-0,54 
№76Принципы оптимизации режима турбинного бурения
Оптимизация параметров режима бурения, снижение потерь мощности
№77 Бурение винтовыми з.д. Констр-я,принцип работы…
Забойный винтовой двигатель состоит из резинового статора, неподвижно закрепленного в корпусе и стального ротора. Ротор и статор представл. Собой пару зубчатых колес внутреннего зацепления. Зубья расположены по винтовой линии, поэтому ротор можно рассматривать как многозаходный винт, а статор- как многозаходную гайку, имеющие разные шаги. Число зубьев статора на один больше, чем у ротора. Ротор располагается в статоре наклонно и полностью разделяет входную выходную полости двигателя. Буровой раствор, поступая под давлением в замкнутый объем, давит на поверхность ротора и заставляет его обкатывать поверхность статора, совершая планетарное движение. С помощью шарниров последнее преобразуется во вращательное движение шпинделя,который по назначению и устройству аналогичен шпинделю турбобура.
№78 Рабочие характ-ки винтовых з.д.
Теоретически частота вращения винтового двигателя пропорциональна расходу бурового раствора и не зависит от вращающего момента. По мере роста крутящего момента на долоте увеличивается перепад давления: М=qη/2π, где q-объем полостей винтового двигателя.
Практически вследствие значительного трения в двигателе и утечек раствора вращающий момент не прямо пропорционален перепаду давления, а частота вращения несколько уменьшаетсяпо мере роста вращающего момента, но гораздо меньше, чем у турбобура.
Перепад давления в турбобуре почти не изменяется с увеличением или уменьшением момента при повышении крутящего момента на долоте и в опорах турбобура до М=Мт, вал турбобура останавливается, раствор продолжает поступать на забой. В объемном двигателе при повышении крутящего момента давление продолжает расти, пока или не сработает предохранительный клапан, или раствор, отгибая резиновые элементы статора, не начнет проходить частично на забой. При этом снизится и частота вращения. При дальнейшем увеличении момента вал двигателя остановится, раствор, отгибая резиновые винтовые поверхности статора, будет проходить через объемный двигатель на забой.
Теоретически частота вращения: ni=60Qi/q, где Qi-подача бурового насоса, дм3/с.
В винтовом двигателе энергия теряется на преодоление гидравлических сопротивлений, трение ротора о статор, трение в шпинделе, деформирование резины статора. Общий начальный к.п.д. в режиме максимальной мощности винтовых двигателей составляет 48-55% в зависимости от усилия предварительного натяга м/у ротором и статором, смазывающих способностей бурового раствора, диаметра ротора.
Мощность винтового двигателя зависит от расхода и перепада давления в нем
N=Δр0бQη
Практически мощность м.б. повышена путем увеличения объема полостей двигателя, диаметра ротора, удлинением шага винтовой линии и изменением числа заходов.
№ 79 Особенности технологии бурения винтовыми ЗД
1) при выборе породоразрушающего инструмента целесообразно использовать долото типа ДАУ, РДС, ГНУ (моментоёмкость двигателя большая, что позволяет бурить при более интенсивной нагрузке);
2) ВЗД имеют жёсткие хар-ки М-n (приёмистость двигателя большая, что позволяет бурить при более интенсивной нагрузке);
Как подобрать хар-ку двигателя?
Падение частоты вращения в диапозоне от 0 до max должно быть 15-20 %.
Нужно выбирать более крутую хар-ку.
Пульсация давления. При износе некоторых типов долот начинается пульсация давления (хар-на для типов PDC).
3) в компоновку включается сифонный клапан
- если бурят на воде клапан устанавл на 2-3 свечи выше ЗД
- если структурированная система – на 1 свечу выше ЗД.
При начале работы ЗД вначале проверяют запуск двигателя и работу сифонных клапанов.
4) порядок запуска ВЗД на забое:
- нагружение инструмента плавное;
- не доходя до забоя 10-15м запускают двигатель;
Остановка ЗД осуществляется сл образом:
- перед завершением бурения 10 минут промывают без нагрузки;
- поднимают на 10-15м и только потом выключают;
5) по мере работы двигателя увеличивается коэффициент утечек, отсюда уменьшается работа ЗД (можно увеличить расход на 20%).
6) подача инструмента плавная;
7) если перегрузим ЗД возможно изменение Мреакт, может произойти отворот инструмента;
8) при использовании ВЗД обязательно вращают колонну (методика западных компаний);
9) возможность использования бур р-ров различных типов (в основном используют РУО).
№80 Принцип выбора ВЗД
Температура 120-140, используются с высокомоментными долотами, имеют низкий межремонтный переод.
№82 Общие затраты мощности при бурении ВЗД
Nприв=N+Nо+Nм+Nг, N-подводимая к долоту, Nм – потери в опорах, Nг – потери в циркуляционной системе. Nо – объемные потери из камеры высокого давления в камеру низкого давления.
№83 Коэффициент передачи мощности на забой при бурении ВЗД
η=ηг(0,8),ηм(0,9),ηо = 0,48-0,54 
.
№84 Особенности требований к бурильному инструменту бри бурении с ГЗД
минимальная потери на трении в трубах,
Использовать высокочастотные долота, низкий
Износ бурильных труб, использование ЛБТ, использование колтубинг.
№85 Прибры контроля режимов бурения
1.Вес на крюке определяется индикатором веса, 2. при роторном бурении частота вращения долота равна частоте вращения ротора и может быть измерена тахометром или определена по кинематике привода. 3. Расход измеряется при помощи индукционных расходомеров или оценивается по давлению бурового раствора на стояке.
№86 бурение с электробурами и его особенности.
Вследствии ограничения диаметра размешается 6 пар полюсов, при частоте 50 Гц частота вращения вала 660-750 об/мин, Для разбуривания мягких и средней твердости пластичных абразивных пород особенно на большой глубине нужны меньшие частоты для чего снижают частоту тока питания электробура и применяют редуктор. При бурении электробуром возможно использование забойной телеметрии.
№87Конструкция современных электробуров
Электробур состоит из 3-х фазного асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором и шпинделя. Шпиндель служит для восприятия реакции забоя при создании нагрузки на долото. Для получения необходимого вращающего момента при небольшом диаметре двигателя увеличивают его длину. Чтобы длинный ротор не искривлялся при вращении, он разделен на ряд секций, центрируемых в статоре радиальными шариковыми подшипниками. Статор также состоит из отдельных пакетов, разделенных немагнитопроводным материалом. Вращающий момент с вала двигателя передается валу шпинделя зубчатой муфтой.
Буровой раствор проходит через электробур к долоту по центральному каналу в валах двигателя и шпинделя. Для предупреждения попадания его в рабочие полости электродвигатель заполняется изоляционным маслом, а шпиндель- смазочным маслом. С помощью лубрикатора поддерживается давление масла на 0,1-0,3МПа больше давления раствора в скв..
№90 Выходная характеристика двигателя электробура и факторы ее определяющие
Изменяя осевую нагрузку на долото
можно изменять частоту его вращения до nmax
момент при этом так же изменится от М0+М1
до Мmax. Двигатель с номинальным моментом
может работать долго. Обладает большой
перегрузочной способностью до 50 %.
И особенно по моменту.
№91 Особенности технологии бурения электробурами
Вследствии ограничения диаметра размешается 6 пар полюсов, при частоте 50 Гц частота вращения вала 660-750 об/мин, Для разбуривания мягких и средней твердости пластичных абразивных пород особенно на большой глубине нужны меньшие частоты для чего снижают частоту тока питания электробура и применяют редуктор. При бурении электробуром возможно использование забойной телеметрии.
№92 регулирование частоты вращения вала э/бура
Вследствии ограниченности диаметра скв и соответственно диаметра э/бура в нем удается разместить лишь 4-6 пар полюсов Р. При частоте переменного тока f=50Гц частота вращения вала э/бура изменяется от660-750 об/мин, если Р=4, до 440-500об/мин, если Р=6, при изменении скольжения ротора s относительно поля статора 0≤s≤12%, т.к. частота вращения вала асинхронного двигателя: n=60f/P*(1-s)
Для разбуривания большой группы мягких и средней твердости пластичных абразивных пород, особенно залегающих на значительной глубине, эти частоты вращения велики. Поэтому на практике частоты вращения электробура снижаются путем уменьшения частоты тока питания э/бура до f=20-35 Гц и применением редукторов. Снижение частоты вращения путем уменьшения частоты тока недостаточно эффективно, т.к. не сопровождается соответствующим повышением крутящего момента.
№93 Коэффициент передачи мощности на забой при электробурении и пути ееповышения.
Использование одной или двух редукторных вставок с передаточным отношением 1:2 между электродвигателем и шпинделем удается повысить вращающий момент и снизить частоту вращения вала шпинделя в 2-4 раза при уменьшении мощности лишь на величину Nдэ=(Nп-ΔNТ)ηηР-NХШ-Gμd; где Nп- мощность,забираемая э/буром от сети, включая потери в токоподводе., ΔNТ-потери мощности в токоподводе,η=0,55-0,75-к.п.д. электродвигателя, NХШ-мощность на холостое вращение шпинделя, -осевая нагрузка на долото, μ-условный коэффициент трения в упорном подшипнике, d-внутренний диаметр упорного подшипника, n- частота вращения вала шпинделя.
Таким образом, коэффициент передачи мощности на забой: Км= Nдэ / Nп
Мощность реализуемая на долоте, м.б. выражена через осевую нагрузку и удельный момент:
Nд=N0+ Муд Gn, где N0- мощность на вращение долота при отсутствии осевой нагрузки. Момент на долоте Мi=M1+ Муд Gi, где M1-момент на долоте при отсутствии нагрузки.
При выборе режима бурения добиваются более полного использования мощности э/бура. При этом
NудNд и их отношение д.б. близко к единице: К=Nд /Nдэ≈1
№94 достоинства инедостаткиэлектробурения.
Двигатель э/бурения имеет ряд преимуществперед турбобуром:более высокий к.п.д. может обеспечить передачу на долото достаточно большие мощность и крутящий момент при приемлемых отношениях М/n, где n-частота вращения, М- момент на долоте. Электробур легче управляется с поверхности, обеспечивает применение систем телеконтроля при направленном бурении, бурении горизонтальных и многозабойных скважин, упрощаются автоматизация и оптимизация процесса бурения. Достигнутый уровень показателей механического бурения электробуром несколько выше показателей турбинного бурения: больше проходка на долото и рейсовая скорость.
В ограниченном объеме электробурение используется для проводки неглубоких скважин.
Особенности технологии.
Чем выше К1=Дк/Дг (наруж диам бур головки) – коэффициент керноотбора, тем лучше колонковое долото удовлетворяет тр
