Технология бурения и технологические исследования

Технология бурения и технологические исследования

·      Контроль процесса бурения

·      Контроль спуско-подъемных операций

·      Расчет траектории ствола скважины

·      Прогнозирование аварийных ситуаций

·      Контроль за отработкой долот

2.    Геологические задачи:

·      Литолого-стратиграфическое расчленение разреза

·      Привязка газовых данных с учетом отставания

·      Выделение перспективных интервалов

·      Оперативная оценка характера насыщения выделенных интервалов.

В процессе проведения ГТИ решаются следующие задачи:

Технологические (поставленные технологической службой Заказчика, ответственной за безаварийную и правильную с инженерно-технической точки зрения проводку скважины):

-       сбор, регистрация и хранение информации с датчиков, контролирующих процесс бурения;

-       контроль за выполнением буровой бригадой соответствия значений параметров характеристикам, указанным в режимно-технологической карте (РТК) и текущих заданиях технологической службы;

-       определение и прогнозирование поровых давлений в глинах (при наличии толщ глинистых пород с некомпенсированным уплотнением);

- предупреждение и раннее обнаружение осложнений, аварий в ходе бурения;

-         контроль за отработкой долота.

-          

Технология бурения.

 

Бурение скважин.

Под понятием «бурение скважин» понимается комплекс последовательных и взаимосвязанных процессов: спуск долота в скважину на бурильных трубах, разрушение долотом горной породы, закачивание через бурильные трубы в скважину бурового раствора с целью выноса на поверхность разбуренной породы и вращения забойного двигателя при турбинном бурении, подъем долота после его отработки для замены новым.

 

Ротор.

* При роторном бурении он вращает с помощью ведущей трубы бурильную колону с долотом .

* При турбинном бурении ротор препятствует вращению труб против часовой стрелки от действия реактивного момента, возникающего на забое скважины при вращении долота.

* При спуско-подъемных операциях на роторе удерживается вся спущенная в скважину колонна бурильных или обсадных труб в процессе их развинчивания и свинчивания.

* Стол ротора приводится во вращение при помощи цепной или карданной передачи.

 

Талевая система.

Представляет собой полиспастный механизм, который состоит из кронблока (устанавливаемого, неподвижно, на верхней площадке буровой вышки), талевого блока (подвижно соединенного с кронблоком талевым канатом).

Техническая характеристика талевых блоков.

 

Параметры

УТБА-5-170

УТБА-5-200

УТБА-5-225

УТБА-6-250

УТБА-6-320

УТБА-6-400

Максимальная допускаемая нагрузка

1,7

2,0

2,25

2,5

3,2

4,0

Число канатных шкивов

5

5

5

6

6

6

Диаметр каната, мм

28

32

33

32

35

38

Число осей блоков

2

2

1

2

2

2

Габариты, м:

 

 

 

 

 

 

Высота

2,3

2,63

2,22

2,57

2,35

2,96

Ширина

1,41

1,45

0,97

1,27

1,41

1,84

Ширина по оси блоков

1,09

1,36

1,17

1,41

1,44

1,57

Масса, тонн

4,4

3,2

3,3

6,7

9,6

12,5

 

К талевому блоку присоединяется крюк, на котором на штропах подвешивается элеватор для труб или вертлюг.

 

Вертлюг.

Вертлюг - промежуточное звено между поступательно - перемещаюшимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая при помощи замковой резьбы соединена со стволом вертлюга.

Вертлюг имеет двойное назначение: удерживать колонну бурильных труб, спущенных в скважину, в подвешенном состоянии и давать возможность ей свободно вращаться вокруг своей оси в процессе бурения роторным способом; обеспечивать подачу бурового раствора под давлением в бурильные трубы как при спокойном их положении, так и при вращении. Чтобы обеспечить возможность перемещения вертлюга, буровой раствор подводится к нему при помощи гибкого бурового рукава, один конец которого крепится к корпусу вертлюга, а второй - к стояку на высоте, несколько меньшей его длины.

 

Мертвый конец.

В процессе бурения крепких пород возникают продольные колебания в бурильных трубах, передающиеся через ведущую трубу, вертлюг и талевую систему неподвижному концу талевого каната. Если разгрубить вес будут видны подклинки.

 

Буровые лебедки.

Лебедка - основной механизм буровой установки. Она предназначена для проведения следующих операций:

-           спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

-           удерживания колонны труб на весу в процессе бурения или промывки скважины;

-           передачи вращения ротору;

-           свинчивания и развинчивания труб;

-           вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инструмента, оборудования, труб и др.;

-           подъема собранной вышки в вертикальное положение.

Скорость ходового конца каната, навиваемого на барабан в среднем составляет 9-12 м\с, а при подъеме ненагруженного элеватора – 20 м\с.

 

 

 

 

ТУРБИНА.

Забойные двигатели

 

 

 

шифр двигателя

 

Частота вр.об/мин

 

длинна мм

масса кг.

расход л/с

Т12МЗБ-240

 

660

 

8180

2030

50

 

 

725

 

 

 

55

Т12РТ - 240

 

660

 

8210

2017

50

 

 

725

 

 

 

55

ЗТСШ - 240

 

420

 

23350

5980

32

 

 

450

 

 

 

34

ЗТСШ1 - 240

 

420

 

23225

5975

32

 

 

450

 

 

 

34

ЗТСШ1 - 240Ш

 

195

 

23825

6200

40

 

 

219

 

 

 

45

А9Ш

 

420

 

16550

4405

45

А9Ш2

 

420

 

16675

4405

45

А9ГТШ

 

235

 

23290

6155

45

Т12М3Б – 195

 

660

 

8105

1425

30

 

 

770

 

 

 

35

ЗТСШ1 - 195

 

400

 

25700

4740

30

 

 

470

 

 

 

35

ЗТСШ1-195ТЛ

 

355

 

25700

4325

40

 

 

400

 

 

 

45

ЗТСША-195ТЛ

 

580

 

25870

4750

24

 

 

725

 

 

 

30

А7Ш

 

520

 

17600

3135

30

А7Ш2

 

520

 

17425

3200

30

АГГТШ

 

300

 

24950

4422

30

Т12МЗЕ – 172

 

625

 

7490

1057

25

 

 

700

 

 

 

28

ЗТСШ1 – 172

 

505

 

25400

3530

20

 

 

630

 

 

 

25

А6Ш

 

550

 

16780

2065

25

А6ГТШ

 

325

 

24430

2908

90

ТО - 240

 

660

 

10310

2484

50

 

 

725

 

 

 

55

ТО2-240

 

420

 

10170

2593

45

ТО – 195

 

660

 

9660

1685

30

 

 

770

 

 

 

35

ТО2 – 195

 

520

 

10110

1848

30

ТО - 172

 

670

 

10745

1500

24

 

 

715

 

 

 

26

Д1 – 195

 

80

 

7675

1350

25

 

 

110

 

 

 

35

Д2 - 172М

 

115

 

6860

870

23

 

 

220

 

 

 

36

Д - 85

 

133

 

3235

106

5

Д1 – 54

 

350

 

2080

25

2

 

 

500

 

 

 

3

КТДЗ - 240

 

388

 

7455

1750

30

 

 

710

 

 

 

55

КТД4С – 195

 

464

 

25920

5670

28

 

 

580

 

 

 

36

КТД4С –172

 

490

 

17575

2320

22

 

 

625

 

 

 

28

 

 

 

 

ДОЛОТО.

Характеристики бурильных долот

диаметр

тип

масса кг.

нагруз.кН

диаметр

тип

масса кг.

нагруз.кН

Трехшаро-шечные долота

 

долота

244,5

ТК-ПВ

58

320

93

Т-А

3,8

40

244,5

К-В

58

320

98,4

С-А

4,1

50

244,5

ОК-ПВС-ГН

58

320

98,4

Т-А

4,4

50

269,9

С-ГНУ

68,5

480

98,4

ОК-А

4,8

50

269,9

СЗ-ГН

65

480

112

Т-В

4,6

60

269,9

СЗ-ГНУ

68,5

480

120,6

С-А

6,5

60

269,9

СТ-В

68,55

480

120,6

Т-А

6,3

60

269,9

СТ-ГН

52

350

132

С-В

6,2

70

269,9

Т-В

69,5

480

132

Т-В

7,8

70

269,9

ТЗ-В

61

350

132

К-В

8,6

70

269,9

ТК-В

62

350

139,7

С-В

11

100

269,9

К-В

62,5

350

139,7

Т-В

10,5

100

269,9

ОК-ПВ

66

350

146

Т-В

10,6

120

269,9

М-В

63,2

350

146

ОК-В

13,5

120

295,3

М-ГВ

64

350

151

С-В

9,4

120

295,3

МС-ГВ

75

400

151

Т-В

9,4

120

295,3

С-В

73

400

151

К-В

10

120

295,3

С-ГВ

75

400

165,1

С-В

15,6

150

295,3

СЗ-ГВ

75

400

165,1

Т-В

15,6

150

295,3

СЗ-ГВЭ

77

400

190,5

М-ГВ

27

200

295,3

Т-В

75

400

190,5

МС-ГВ

28,5

200

295,3

ТЗ-В

75

400

190,5

МСЗ-ГВ

27,5

200

295,3

ТК-В

76,5

400

190,5

С-В

26

200

295,3

К-В

77

400

190,5

С-ГН

32

300

295,3

С-ГВ

76

400

190,5

С-ГВ

28,5

200

320

ОК-ПВ

78

400

190,5

СЗ-ГВ

28

200

320

М-В

95

450

190,5

Т-В

26

200

349,2

М-В

90

450

190,5

ТЗ-В

25

200

349,2

М-ГВ

115

450

190,5

ТК-В

24

200

349,2

С-В

115

450

190,5

ТКЗ-В

27

200

349,2

С-ГВ

116

450

215,9

М-ГВ

42,5

250

349,2

Т-В

115

450

215,9

МЗ-ГВ

42,5

250

393,7

М-В

116

470

215,9

МС-ГВ

42,5

250

393,7

М-ГВ

145

470

215,9

С-ГВ

42

250

393,7

С-В

150

470

215,9

СЗ-ГВ

48

250

393,7

С-ГВ

145

470

215,9

СЗ-ГН

43

250

393,7

Т-В

150

470

215,9

СЗ-ГНУ

45

250

444,5

С-В

248

500

215,9

Т-В

36,7

250

490

С-В

320

500

215,9

Т-ПВ

38

250

Двухшарошечные долота

 

 

 

215,9

ТК-ПВ

30

250

76

К-А

2,4

35

215,9

ТКЗ-В

39,2

250

93

С-А

3,3

40

215,9

ТКЗ-ГВ

45,4

250

93

К-А

4,1

40

215,9

ТКЗ-ГНУ

45

250

112

М-ГВ

4,9

60

21,6

К-ПВ

39,2

250

112

С-В

5,5

60

215,9

К-ГНУ

45

250

132

М-ГВ

5,9

70

215,9

ОК-ПВ

41

250

 

 

 

 

244,5

Т-В

58

320

 

 

 

 

244,5

Т-ПВ

58

320

 

 

 

 

244,5

ТК-ЦВ

58

320

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ПЛОТНОСТЬ ОСАДОЧНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД.

Порода

Пределы изменения

Наиболее часто встречающие-ся зна­чения

Минеральная плотность

Средняя

Минимальная

Максимальная

ОБЛОМОЧНЫЕ ПОРОДЫ

Брекчия

1.60-3.00

-

-

-

-

Конгломерат

2.10-3.00

-

-

-

-

Песок

1.30-2.00

1.50-1.70

-

-

-

Песчаник

2.00-2.90

2.50-2.65

2.67

2.58

2.76

Песчаный сланец

2.30-3.00

2.60-2.70

-

-

-

Алевролит

1.80-2.80

2.30-2.50

2.69

2.62

2.76

ГЛИНИСТЫЕ ПОРОДЫ

Глина

1.20-2.40

-

2.68

2.58

2.78

Аргиллит

1.70-2.90

2.30-2.40

2.68

2.60

2.78

Глинистый сланец

2.30-3.00

2.40-2.60

-

-

-

ХИМИЧЕСКИЕ ПОРОДЫ

Известняк

1.80-2.90

2.60-2.70

2.72

2.62

2.80

Доломит

1.90-3.00

2.60-2.80

2.80

2.76

2.88

Мел

-

-

2.69

2.56

2.80

Мергель

1.50-2.80

2.20-2.40

2.70

2.58

2.80

Гипс

2.10-2.50

2.40-2.50

2.37

2.31

2.48

Ангидрит

2.40-2.90

2.50-2.60

2.96

2.92

3.00

Соль каменная

2.15-2.30

-

2.16

2.12

2.22

Опока

1.00-1.60

-

3.00

2.10

2.50

Кремень

2.32-2.60

-

2.59

2.46

2.75

 

Плотность керосина = .

Следует иметь ввиду, что значения плотности горных пород колеблются в довольно широких пределах и зависят от многих факторов: минерального состава пород; плотности минералов, составляющих твёрдую часть породы; жидкости и газов, заполняющих её поровое пространство; пористости породообразующих минералов; структурно – текстурных особенностей породы. С глубиной плотность осадочных пород возрастает, так как она обусловлена, главным образом, пористостью. Такая закономерность наиболее характерна для глинистых пород. При отсутствии зон АВПД плотность глин закономерно увеличивается с глубиной, а при их наличии эта закономерность нарушается за счёт разуплотнения глин.

 

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИЗНОСА ДОЛОТ.

Условные обозначения

кодов износа шарошечных долот

Визнос вооружения ( хотя бы одного венца ):

* В1уменьшение высоты зубьев 0,25 (1/4)

Двойная стрелка влево/вправо:                       на * В2 0,50 (1/2)

* В3 0,75 (3/4)

* В4 1,00 (4/4)

С наличие скола зубьев, выпадения или скола твердосплавных зубков;

Их количество в процентах записывается в скобках (%).

* С(20)Р пример.

Р - при закруглении зубьев периферийных венцов

П износ опоры ( хотя бы одной шарошки )

* П1износ небольшой (тела качения не обнажены):качка” торца шарошки (радиальный люфт относительно оси цапфы) невелика

Dдол 216мм - 0 – 2мм, более - 0 – 4мм.

* П2 – износ средний (тела качения обнажены):качка” торца шарошки большая

Dдол 216мм - 2 – 5мм, более - 4 –8мм

* П3 износ большой: “качка” торца шарошки значительная (значительный износ или разрушение части тел качения, имеется опасность их выпадения):

Dдол 216мм - более 5мм, более - более 8мм

Заедание шарошки при вращении от руки.

* П4 отказ” разрушение и поворот роликов; разрушение шариков, козырьков лап и тыльной части шарошек с выпадением тел качения; возникновение трещин и “лысок” на шарошках

У повреждение узла герметизации маслонаполненной опоры (выход из строя уплотнения или его выпадение), количество поврежденных узлов указывается в скобках.

* У(3) - пример.

К заклинивание шарошек, их число указывается в скобках

* К(2) - пример

Г повреждение гидромониторного узла (размыв гнезда, выпадение насадок), количество поврежденных узлов указывается в скобках.

* Г(3) - пример.

А – аварийный износ:

·      Ав – поломка и оставление вершины шарошки.

·      Аш – поломка и оставление шарошки.

·      Ас – поломка и оставление секций (лап).

·      Ац – “оставление” цапфы с шарошкой на забое.

Число оставленных вершин, шарошек и лап указывается в скобках.

Думеньшение диаметра долота (мм)

* Д6 - пример.

Последовательность записи: вооружение; опора; аварийный износ; диаметр; гидромониторный узел; узел герметизации.

Например: долото III 215,9 С-ГНУ; В3С(50)РП3К(2)Ав(1)Д3Г(2)У1

ОЦЕНКА ОТРАБОТКИ ДОЛОТ НЕ ПРОИЗВОДИТСЯ:

·      при наличии ограничений или специальных требований технологического характера;

·      при бурении в зонах АВПД;

·      в интервалах интенсивного набора кривизны (бурение с визированием);

·      при бурении в кавернозных и осыпающихся породах;

·      перед переходом на бурение другим (алмазным) долотом;

·      перед интервалом отбора керна

·      при разбуривании «башмаков» обсадных колонн, «мостов» и «пробок»

·      при «зарезке» новых стволов

·      при ликвидации аварийных ситуаций, очистке забоя от шлама и металла

·      при «отказах» забойных двигателей и наземного оборудования, промывах бурового инструмента и его соединений.

Если долотья с фрезерованными зубьями шарошек выходят из строя из-за износа опор шарошек (соответствует уровням П1 и П4), а износ фрезерованных зубьев (включая и периферийные венцы) относительно невелик (соответствует В1 или В2) и долото при этом не «потеряло» диаметр, то применение шарошечных долот с твердосплавными зубьями или с комбинированным вооружением шарошек в этих условиях нецелесообразно.

Если при относительно небольших уровнях износа фрезерованных зубьев на основных венцах шарошек (В1 или В2) и опор (П1 или П2) вершины зубьев периферийных венцов формирующих ствол скважины, имеют значительный износ по высоте (до уровня В4) и «скругление» с наружной стороны, тыльные поверхности, козырьки и спинки лап изношены до вскрытия опор и долото «потеряло» диаметр более 3-5мм (в зависимости от размера долота), следует в очередном долблении использовать конструкцию долота того же типа, но с усиленными периферийными венцами или с запрессованными твердосплавными зубками; возможно в подобных случаях взамен долот типа МС(С) или Т(СТ) использовать долота с комбинированным вооружением соответственно типов МСЗ или ТК. Над долотом необходимо установить калибратор (стабилизатор). Следует также обратить внимание на качество промывки скважины, в первую очередь, на своевременность удаления из призабойной зоны бурового шлама и на содержание твердой фазы в буровом растворе.

Усталостный слом (скол) фрезерованных зубьев свидетельствует о целесообразности применения в этих условиях типов долот, предназначенных для бурения в более твердых породах. Бурение следует проводить при меньших частотах вращения долот.

Если износ фрезерованных зубьев на основных венцах шарошек носит абразивный характер (что может характеризоваться односторонним износом) и его величина достигает уровней В3 или В4, а на периферийных венцах сопровождается значительным «скруглением» вершин зубьев с наружной стороны, износом тыльных конусов шарошек, козырьков и спинок лап со вскрытием опор, но опоры шарошек продолжают оставаться в работоспособном состоянии (П1 или П2), целесообразно использование шарошечных долот с шарошками оснащенными твердосплавными зубками типов МЗ, СЗ, ТЗ, или ТКЗ взамен соответственно долот типов М, МС, С, СТ, или Т. Значительный износ козырьков и спинок лап вплоть до обнажения и выпадения тел качения может свидетельствовать также о несовершенной очистке призабойной зоны от выбуренной породы (в особенности при работе на одном насосе). В этом случае необходимо, в первую очередь, использовать долота с гидромониторной боковой промывкой, а также увеличить гидравлическую мощность за счет включения второго насоса. Если указанные мероприятия окажутся безрезультатными, следует, как указано выше, изменить тип долота.

Если у поднятого из скважины долота

Рапорт по долотам

№ Долота

Тип диаметр

Насадки

Интервал

Время бурения

Проходка

Мех. скорость

Нагрузка

Давление

Износ

Обороты

Компановка.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Описание компоновки бурильной колонны

№ долота

Диаметр

Тип

Насадки

КНБК

Длина

 

 

 

 

 

 

 

 

Турбина.

Характеристики

турбобура

или

винтового

забойного

двигателя

Берутся из справочника или паспорта и включают в себя:

- стендовый расход жидкости;

- частоту холостого вращения турбобура;

- тормозную нагрузку;

- длину турбобура;

- вес турбобура;

- диаметр турбобура;

- данные ВЗД.

Используются для расчетов значений частоты вращения долота, геометрии скважины и веса бурильной колонны. При отсутствии данных стендовый расход жидкости равен 10 л/с; частота холостого вращения турбобура равна 40 об/мин; тормозная нагрузка равна 3 т.

 

 

л/с

мин-1

т

м

кг

мм

 

Трубы.

 

 

 

УБТ

 

 

 

 

ЛБТ

 

 

Шифр

Д мм.

д внутр.мм

Длин. мм.

Мас. 1м кг.

 

Дн.

д вн.

Мас 1м.кг

 

УБТ-146

146

74

8000

97,6

 

54

39

4,3

 

УБТ-178

178

90

12000

145,4

 

64

48

6,3

 

УБТ-203

203

100

12000

193

 

73

55

5,7

 

УБТ-219

219

112

8000

225,1

 

90

72

7,1

 

УБТ-245

245

135

7000

267,4

 

103

85

9,2

 

УБТС1-120

120

64

6500

63,5

 

108

90

11,2

 

УБТС1-133

133

64

6500

84

 

114

95

11,2

 

УБТС1-146

146

68

6500

103

 

129

111

12,2

 

УБТС1-178

178

80

6500

156

 

 

107

14

 

УБТС1-203

203

80

6500

214,6

 

147

129

14,4

 

УБТС1-229

229

90

6500

273,4

 

 

125

16,5

 

УБТС1-254

254

100

6500

336,1

 

 

121

18,6

 

УБТС1-273

273

100

6500

397,9

 

 

117

20,6

 

УБТС1-299

299

100

6500

489,5

 

 

113

22,5

 

УБТС2-120

120

64

6000

63,5

 

170

148

20

 

УБТС2-133

133

64

6000

84

 

 

144

23,5

 

УБТС2-146

146

68

6000

103

 

 

 

 

 

УБТС2-178

178

80

6000

156

 

 

 

 

 

УБТС2-203

203

80

6000

214,6

 

 

 

Квадрат

 

 

УБТС2-229

229

90

6000

273,4

 

 

А мм.

д мм.

Мас. 1м кг

 

 

 

 

 

 

 

63,5

39,1

33

 

 

 

 

 

 

 

 

76,2

44,4

41

 

 

 

 

 

 

 

 

88,9

57,2

49

 

 

 

 

 

 

 

 

108

71,4

68

 

 

 

 

 

 

 

 

108

68,8

65

 

 

 

 

 

 

 

 

133,4

82,5

102,9

 

 

 

 

 

 

 

 

152,4

82,5

135

 

Трубы бурильные стальные

Марка

D

d

mm

d

mm

Масса 1м, кг

С учетом высадки

Объем

 

внутренний

металла

ТБВ

127

7

113

21,3

0,988

0,306

 

 

 

8

111

24,1

0,953

0,341

 

 

 

9

109

26,8

0,920

0,376

 

 

 

10

107

29,5

0,886

0,409

 

ТБВК

127

9

109

26,9

 

 

 

 

 

10

107

29,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Объём до­ли­вае­мой и вы­тес­няе­мой жид­ко­сти при СПО.

ТБПК – 114/8,9

Длина инстру­мента

Объём, м3

Длина инстру­мента

Объём, м3

Длина инстру­мента

Объём, м3

100

 

0,34

300

1,02

500

1,70

200

 

0,68

400

1,36

600

2,04

 

 

ЛБТ – 147/11

Длина инст­румента

Объём, м3

Длина инст­румента

Объём, м3

Длина инст­румента

Объём, м3

100

 

0,54

1100

5,73

2100

10,94

200

1,04

1200

6,25

2200

11,46

300

1,56

1300

6,77

2300

11,98

400

2,08

1400

7,29

2400

12,50

500

2,60

1500

7,82

2500

13,02

600

3,13

1600

8,34

2600

13,55

700

3,65

1700

8,86

2700

14,07

800

4,17

1800

9,38

2800

14,59

900

4,69

1900

9,90

2900

15,11

1000

 

5,21

2000

10,42

3000

15,63

 

Объём сква­жины и до­лива, м3

Н, м

V скв, м3

V долива, м3

394 мм

295 мм

Количе­ство све­чей, шт

ТБПВ

127 х 9

ЛБТ

147 х 11

100

 

7,4

 

5

0,5

0,6

200

 

14,6

 

10

1,0

1,3

300

 

19,31

 

15

1,5

1,85

400

 

29,61

 

20

2,0

2,6

500

 

37,01

33,02

30

3,0

3,9

600

 

 

43,75

40

4,0

5,2

700

 

 

49,41

50

5,0

6,5

800

 

 

55,10

60

6,0

7,8

900

 

 

60,18

70

7,0

9,1

1000

 

 

66,48

80

8,0

10,4

1500

 

 

 

90

9,0

11,7

2000

 

 

 

100

10,0

13,0

2500

 

 

 

110

11,0

14,3

3000

 

 

 

120

12,0

15,6

 

Буровые насосы.

Буровые насосы предназначены для нагнетания бурового раствора в скважину с целью очистки забоя, улучшения условий работы долота, вращения турбобура и винтового двигателя.

В бурении применяют поршневые насосы с числом двойных ходов в 1 мин 35-180 и длиной хода до 0,3м у трехцилиндровых, 35-90 ходов в 1 мин и длиной хода до 0,5м у двухцилиндровых. Диаметр цилиндровых втулок, необходимых для осуществления ступенчатого регулирования подачи насоса, 120-200мм.

Поршень насоса служит для подачи бурового раствора к клапану, является быстросменной деталью при изменении диаметра втулки или при износе.

Конструкционно быстросменные клапана, изнашиваемые под действием абразивных частиц бурового раствора, состоят из седла, тарелки со штоком, уплотняющего кольца, элементов его крепления и пружины.

Трансмиссионная часть насоса У8-6МА2 так же, как и насоса НБТ-600, имеет трансмиссионный вал, передающий через зубчатую пару вращение коренному валу, на котором смонтированы шатуны, преобразуя вращательное движение ведущего вала в возвратно - поступательное движение поршней и снижающий частоту вращения коренного вала.

В насосе У*-6МА2 каждый цилиндр имеет две камеры. При ходе поршня вправо раствор из всасывающего коллектора поступает в переднюю камеру и наполняет ее, а из задней камеры при этом раствор через нагнетательный клапан выталкивается в нагнетательный коллектор с пневмокомпенсатором.

При ходе поршня влево раствор выталкивается в нагнетательную линию из передней камеры, а задняя заполняется. В каждой клапанной коробке этого насоса установлены два всасывающих и два нагнетательных клапана.

НАСОС  БУРОВОЙ  ТРЕХПОРШНЕВОЙ
НБТ-600
 

 

 

 

 

 

 


Диаметр поршня

180

170

160

150

140

130

120

 

Давление на выходе

МПа

Кг с/см2

11,3

(113)

12,7

(127)

14,3

(143)

16,2

(162)

18.7

(187)

21,6

(216)

25,0

(250)

Число ходов

в мин.

Мощность

кВт

Полезная мощность

кВт

Объемная подача дм3/с

135

600

475

42,9

38,3

33,9

29,8

26,0

22,3

19,1

125

555

439

39,7

35,4

31,4

27,6

24,0

20,7

17,7

115

511

404

36,5

32,6

28,9

25,4

22,1

19,0

16,2

100

445

352

31,8

28,3

25,1

22,1

19,2

16,6

14,1

90

 

 

28,6

25,5

22,6

19,8

17,3

14,9

12,7

80

 

 

25,4

22,6

20,1

17,6

15,4

13,3

11,3

70

 

 

22,2

19,8

17,6

15,4

13,4

11,6

9,9

60

 

 

19,0

17,0

15,1

13,2

11,5

9,9

8,5

50

 

 

15,8

14,2

12,6

11,0

9,6

8,3

7,1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ПОДАЧА, (л/с), БУРОВОГО НАСОСА У8-6М2А, У8-7М

 

Число

Двойных

ходов в 1 мин.

Диаметр втулок, мм

 

 

200

190

180

170

160

150

140

Коэффициент наполнения

 

 

1,0

0,9

0,8

1,0

0,9

0,8

1,0

0,9

0,8

1,0

0,9

0,8

1,0

0,9

0,8

1,0

0,9

0,8

1,0

0,9

0,8

65

50,0

45,0

40,0

44,8

40,3

35,9

40,0

36,0

32,0

34,8

31,3

27,9

30,4

27,4

24,3

26,2

23,6

21,0

18,6

16,7

14,9

60

42,6

41,5

37,0

41,4

37,2

33,1

36,9

33,2

29,5

32,2

28,9

25,8

28,1

25,3

22,4

24,2

21,8

19,4

17,2

15,5

13,1

55

42,3

38,1

33,8

37,9

34,1

30,4

33,8

30,4

27,0

29,5

26,5

23,6

25,7

23,2

20,6

22,2

20,0

17,8

15,7

14,2

12,6

50

38,4

34,6

30,8

34,4

31,0

27,6

30,7

27,7

24,6

26,8

24,1

21,5

23,4

21,1

18,7

20,2

18,2

16,2

14,3

12,9

11,5

45

34,8

31,2

27,7

31,0

27,9

24,9

27,6

24,9

22,1

24,1

21,7

19,4

21,1

18,9

16,8

18,2

16,4

14,6

12,9

11,6

10,3

40

30,8

27,7

24,6

27,6

24,8

22,2

24,3

22,1

19,7

21,4

19,3

17,2

18,7

16,9

15,0

16,2

14,6

12,9

11,5

10,3

9,2

35

27,0

24,2

21,5

24,1

21,7

19,3

21,3

19,3

17,2

18,7

16,9

15,0

16,4

14,8

13,1

14,2

12,8

11,3

10,1

9,0

8,1

67

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

32.7

 

 

28.2

 

 

24.3