С-ГАУ
2500-3650 | ІІІ215,9СЗ-ГАУ, С ГВ
Сучасні конструкціїї тришарошкових доліт виготовляють зварюванням між собою трьох кованих секцій.На цапфах долота на підшипниках обертаються шарошки.Шарошки мають породоруйнуючі елементи, конструкція яких визначається механічними та абразивними властивостями порід.Для пропуску промивальної рідини долото має отвори.Приєднання долота до бурильної колони здійснюється з допомогою подовженої замкової різьби.Підшипники шарошки ряду моделей доліт змащуються промивальною рідиною,яка проникає до тіл кочення і тертя по зазору між основою шарошки і упорною поверхнею цапфи.В останні роки все більше застосування знаходять долота з герметизованою опорою,в яких спеціальне мастило надходить до тіл кочення і тертя із еластичного балону по наявному в лапі і цапфі каналу.Проникненя промивальної рідини в порожнину такої опори перешкоджає жорстка ущільнююча манжета.
Тришарошкові долота випускають наступних типівМ, МЗ, МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТЗ, ТК, ТКЗ, К, ОК.
6. Бурильний інструмент.
Для спорудження даної свердловини використовувався наступний бурильний інструмент
1)Ведучі бурильні труби квадратної форми.
Дані труби випускають довжиною 10-16,5мм, зі стороною квадрата 55-155мм.Для підвищення міцності, довговічності та герметичності різьбових зєднань застосовують ведучі бурильні труби збірної конструкції типу ТВКП.
Ведуча труба має запобіжний перевідник для нижньої різьби і клапан кран, який розміщується над ведучою трубою або нижче.
2)Бурильні труби
з висадженими кінцями і привареними кінцями, з конічними стабілізуючими поясками типу ТБПК
Зєднання бурильних труб з допомогою замків має такі недоліки
для зєднання труб між собою необхідно не одне,а три різьбових зєднання
недостатня міцність і герметичність трубних зєднань,особливо в умовах високих вібрацій та тисків в колоні.
3)Обважнені бурильні труби
збалансовані
зі спіральними канавками.
У вище приведених ОБТ на обох кінцях нарізається замкова різьба.
В збалансованих ОБТ канал просверлений, а обробка труби та різьби підвищує їх міцність та зносостійкість.
Застосування ОБТ зі спіральними канавками дозволяє значно зменшити (майже на 40%) площу контакту труби зі стінкою свердлвини при незначній (до 4%) втраті маси.
ОБТ випускають діаметром 120-299мм, довжиною 6, 6.5, 8, 12м. Маса одного метра коливається в межах 63,5-489,5кг.
4)Опорно-центруючий інструмент(калібратори,центратори,стабілізатори).
Даний тип інструменту забезпечує калібрування стінок свердловини,стабілізацію осі свердловини ,центрування елементів бурильної колони.
Головним призначенням калібратора є калібрування ствола свердловини по діаметру. Проте він здійснює також стабілізіцію осі,центрування долота.Калібратор встановлюється над долотом між ОБТ.Його довжина складає 0,8-3 діаметра долота.Його називають наддолотним стабілізатором.
Стабілізатор призначений для стабілізації положення бурильної колони та її центруван-ня.Стабілізатор встановлюється над калібратором або між бурильними трубами.Його довжина повинна бути більша за 50 діаметрів долота,але не більше 12м.
Центратор призначений для центрування вибійного двигуна і бурильної колони.Він встановлюється або на корпусі вибійного двигуна,або в колоні бурильних труб.Для центрування вибійного двигуна довжина центратора повинна бути рівною двом діаметрам долота,а колонний центратор – довжину 3-10 діаметрів долота.
Таблиця 6.1 – Компоновка бурильної колони.
Інтервал, м | Довжина секції, м | Тип секції | Діаметр, мм | Товщина стінки, мм | Марка сталі | Вага, тс
1 м труби | секції | нарощу-
юча
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9
0 – 11
11 | 0 | 11 | ОБТ | 229 | 69,5 | 40Х | 0,273 | 3,003 | 3,003
11 – 500
500 | 475 | 25 | ОБТЗ | 229 | 69,5 | 40Х | 0,273 | 6,83 | 6,88
475 | 400 | 75 | ОБТЗ | 203 | 61,5 | 40Х | 0,214 | 18,15 | 24,98
400 | 0 | 400 | ТБПВ | 127 | 9,19 | Е | 0,032 | 11,20 | 36,18
500 – 2500
2500 | 2375 | 125 | ОБТЗ | 203 | 61,5 | 40Х | 0,214 | 26,5 | 26,5
2375 | 0 | 2375 | ТБПВ | 127 | 9,19 | Е | 0,032 | 76,0 | 102,5
2500 – 3160
3160 | 3010 | 150 | ОБТЗ | 165 | 54 | 40Х | 0,148 | 22,2 | 22,2
3010 | 0 | 3010 | ТБПВ | 127 | 9,19 | Е | 0,032 | 96,32 | 118,52
3160 – 3650
3650 | 3470 | 180 | ОБТЗ | 127 | 35 | 40Х | 0,079 | 14.22 | 14,22
3470 | 2220 | 1250 | ТБПВ | 114 | 8,38 | Л | 0,024 | 30.0 | 44.22
2220 | 0 | 2220 | ТБПВ | 127 | 9,19 | Е | 0,032 | 71.04 | 115.26
7. Вибійні двигуни
На даній свердловині вибійні двигуни не застосовували.
8. Промивальні рідини.
Приведемо технологічні параметри бурового розчину у вигляді таблиці.
Таблиця 8.1 - Технологічні параметри бурового розчину.
Тип розчину | Інтервал,
м | Гус-тин,
кг/м3 | Умовна
взкість,
с | Філь-
трація,
см330хв | СНЗ,Па
1хв 10хв | Кір-ка
мм | рН | Вміст
піску
Глинистий | 0-11 | 1050 | 18-20 | 8 | 20-30 25-40 | 2,5 | - | -
Глинистий | 11-500 | 1100 | 20-30 | 6-8 | 10-20 25-40 | 1,5 | 8-9 | 1-2
Гуматно-акриловий | 500-2500 | 1150 | 30-50 | 4-6 | 20-30 30-40 | 1,5 | 8-10 | 1-2
Гуматно-акрилово-калієвий | 2500-3160 | 1150 | 40-50 | 5-6 | 20-30 30-40 | 1,5 | 8-10 | 1-2
Гуматно-акрилово-калієвий | 3160-3650 | 1200 | 40-60 | 5 | 25 40 | 1 | 8-10 | 1-2
9. Ускладнення при бурінні свердловин
Складність буріння нафтових і газових свердловин обумовлена перш за все невизначе-ністю інформації про гірничо-геологічні умови, які містять необхідні відомості про гірські породи і флюїди,які містяться в них в їх природному стані.
Навіть