За многолетнюю историю нефтепоисковых работ на территории Татарстана пробурено 7 млн. м глубоких, разведочных и 6,8 млн. м мелких структурно-картировочных скважин. Отработано более 80 тыс. км сейсмопрофилей, из которых более 40 тыс. км - прогрессивным методом общей глубинной точки (МОГТ). Выполнен большой объем работ «легкими» методами полевой геофизики (гравии - магнита - и электроразведки).

Проведенные работы позволили установить, что Татарстан является наиболее богатым районом Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, занимающей обширное пространство между Уралом и Волгой. Здесь доказана промышленная нефтегазоносность 26 и перспективность нефтегазоносность 6 стратиграфических горизонтов, открыто 90 нефтяных мест, объединяющих более 2800 залежей, выявлено около 150 месторождений природных битумов (ПБ). Установлены основные закономерности размещения и формирования залежей нефти, изучены особенности геологического строения недр, оценены перспективы различных комплексов пород в отдельных районах республики, определены прогнозные и перспективные запасы нефти и битумов.

Все это позволило создать мощную сырьевую базу в республике и обеспечить высокие темпы развития нефтяной промышленности. Татарстан уже в 1953 г. опередил по уровню добычи нефти Самарскую область, сравнялся со старейшим нефтедобывающим районом - Азербайджаном, а в 1956 г. перешагнул уровень добычи Башкортостана и в 1957 г. вышел на первое место в стране, которое удерживал 17 лет. В 1970 г. в Татарстане был достигнут 100-миллионный уровень добычи нефти, который продержался в течение 7 лет. В 1977 г. добыт первый, а в 1981 г. и второй миллиард тонн нефти.

История нефтепоисковых работ на территории Татарстана насчитывает около 200 лет. Но из них наиболее важное, определяющее значение - имели три события: открытие первой промышленной нефти в карбонатных отложениях среднего карбона в районе Шугурово (1943 г.), открытие девонских залежей на Бавлинском (1946 г.), а затем и Ромашкинском (1948 г.) месторождениях. Понадобилось более 30 лет геологических исследований, чтобы установить тот факт что, открыв Шугуровское месторождение в 1943 г., нефтеразведчики тем самым выявили Ромашкинское месторождение. Залежи нефти в нижнем и среднем карбоне тянутся от Шугурово в северном направлении, составляя единое целое с залежами верхних горизонтов Ромашкинского месторождения. Поэтому в 1973 г. Шугуровское месторождение было включено в состав Ромашкинского. Так в 1943 г. было открыто уникальное Ромашкинское месторождение, которое по международной классификации относится к супергигантам и входит в первую десятку крупнейших месторождений мира.

Открытие Ромашкинского месторождения явилось подлинным триумфом геологической науки, продолжившей традиции прогрессивных ученых России и Казанского университета о связи поверхностных нефтепроявлений с залежами нефти на глубине.

На окраине села Тимяшево, у скважины №3 высится памятник этому значительному событию. От этой скважины пошла большая татарская нефть. Она уже дала более 400 тыс. нефти и работает до сих пор с девонского пласта.

Применение внутриконтурного заводнения существенно уменьшило объемы буровых работ, сократило затраты на освоение месторождения, обеспечило интенсивную разработку месторождения и позволило достичь высоких технико-экономических показателей разработки.

Себестоимость тонны нефти на Ромашкинском месторождении ниже, производительность труда выше, чем в среднем по отрасли. От освоения месторождения получена значительная прибыль - около 6 руб. на каждый вложенный рубль (по ценам 1989г.).

1. Подготовительные работы к строительству буровой
Цикл строительства скважины
В цикл строительства скважины входят:
подготовительные работы;
монтаж вышки и оборудования;
подготовка к бурению;
процесс бурения;
крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж.
В ходе подготовительных работ выбирают:
· место для буровой
· прокладывают подъездную дорогу
· подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи.
Если рельеф местности неровный, то планируют площадку. Выбор площадки для буровой установки производится с учетом геологических особенностей района. Их соответствия со схемой разбуривания месторождения. До начала монтажа Буровой установки к месту будущей буровой должны быть проведены дороги, газопровод, нефтяная линия, телефонная радиосвязь, временная котельная, затем возводится фундамент под основание буровой установки.
Буровая установка - это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству скважин.

рис. Буровая установка в готовом установленном виде.
2. Строительно-монтажные работы
Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.
В общем случае (рисунок 1) в центре буровой вышки 1 располагают ротор 3, а рядом с ним -- лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материалов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, реагентов и воды.
Рисунок 1 -- Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой
Буровая установка - это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству скважин.
Буровая установка любого класса, принципиальная схеме которой приведена на рисунке 2, состоит из следующего оборудования: 1-приемный мост; 2-вышка; 3-лебедка; 4-основание вышечно-лебедочного блока; 5-силовой агрегат; 6-основание насосно-силового блока; 7-насос; 8-основание дизель-генераторного блока; 9-циркуляционная система.

Рисунок 2 - Буровая установка
Решающими факторами, определяющими схему расположения наземных сооружений и образования, являются, во-первых, цели, условия и глубина бурения и, во-вторых, геологическое местоположение скважины.
Однако в любом случае буровое оборудование должно быть расположено и смонтировано с учетом особенностей выбранной буровой установки, климатических условий и рельефа местности, достижения наибольшей компактности в расположении оборудования, безопасности в работе и удобства в обслуживании, сокращения времени и максимального удешевления строительно-монтажных работ, охраны окружающей среды.
Для каждого нефтяного района в зависимости от конкретных условий разрабатывается наиболее рациональная схема расположения оборудования, технология монтажа, демонтажа и транспортировки оборудования с точки на точку. Нельзя расположить оборудование для всех скважин одинаково, способ транспортировки с точки на точку и организацию монтажных и демонтажных работ, так как то, что экономически выгодно и возможно в одном районе, может оказаться нерентабельным и просто не возможным в другом.
Различают следующие методы монтажа буровых установок:
· Поагрегатный;
· Мелкоблочный;
· Крупноблочный.
При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт.
При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16...20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.
При крупноблочном методе установка монтируется из 2 ... 4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.
Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.
После этого последовательно монтируют талевый блок с кронблоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.
Подготовка к бурению включает устройство направления и пробный пуск буровой установки.
Назначение направления описано выше. Его верхний конец соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов. Затем бурится шурф, для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы.
Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.
В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.
Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту. Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.
На месторождении применяется кустовое бурение. Кустовым бурением называется такой способ, при котором устье скважин группируются на общей площади, а забой находится в точках, соответствующих геологической сетке разработки. Одно из главных преимуществ кустового бурения - значительное сокращение земельных площадок, приходящихся на одну буровую, и сокращение за счет этого покров сельскохозяйственных угодий. Кроме того, кустовое бурение скважин дает возможность значительно сократить строительно-монтажные работы в бурении, уменьшить объем строительства дорог, водопроводов, линий электропередач и связи, улучшить руководство буровыми работами и обслуживания эксплуатационных скважин.
До начала бурения первой скважины составляется план куста, в котором отражается расположение устьев скважин, очередность их бурения, направление перемещения буровой установки, прокатные азимуты и отклонения забоев скважин. При этом необходимо, чтобы в направлении перемещения буровой установки располагалось минимально взаимное качество проектных забоев скважин.
Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения буровой установки до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки.
Расстояние между устьями двух соседних скважин выбирается, прежде всего, исходя из необходимости установки агрегатов для ремонта скважин, а также размещение станков качалок.
3. Долота. Типы и размеры долот применяемых в данном УБР
Выбор породоразрушающих инструментов

Выбор породоразрушающих инструментов должен производится в соответствии с:

· Механическими свойствами пород;

· Литологическим разрезом, перемешиваемостью пород;

· Интервалами отбора керна и характеристикой отбираемых пород.

Выбор типа породоразрушающих инструмента должен производиться на основе данных о возможной стойкости долот и механической скорости, полученной по результатам отработки долот в данном районе с обязательным учетом износа долот. Следует отметить, что в процессе разбуривания месторождения по мере накопления данных, а также вследствие более современных породоразрушающих инструментов выбор долот должен производится с учетом новых данных. Необходимость введения корректив обуславливается также выбором способа бурения, от которого также зависит тип долота.

Породоразрушающий инструмент (ПРИ) предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины.

По принципу разрушения породы ПРИ подразделяется на 3 группы:

ПРИ режуще-скалывающего действия -- применяется для разбуривания вязких, пластичных и малоабразивных пород небольшой твердости;

ПРИ дробяще-скалывающего действия -- применяется для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких;

ПРИ истирающе-режущего действия -- применяется для бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами средней твердости и даже твердыми.

По назначению ПРИ подразделяется:

Для бурения сплошным забоем (без отбора керна) -- буровые долота;

Для бурения по кольцевому забою (с отбором керна) -- бурголовки;

Для специальных работ в пробуренной скважине (выравнивание и расширение ствола) и в обсадной колонне (разбуривание цементного камня и т.д.).

По конструктивному исполнению ПРИ делится на три группы:

Лопастной

Шарошечный

Секторный

По материалу породоразрушающих элементов ПРИ делится на четыре группы:

Со стальным вооружением;

С твердосплавным вооружением;

С алмазным вооружением;

С алмазно-твердосплавным вооружением.

Рис. Трехшарошечное долото

3.1 Шарошечные долота

Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением. Конструкция трехшарошечного долота приведена на рисунке 4.

Рисунок 4 -- Конструкция трехшарошечного долота

Три лапы 3 сваривают между собой. На верхнем конце конструкции нарезана замковая присоединительная резьба. Каждая лапа в нижней части завершается цапфой 5, на которой проточены беговые дорожки под шарики и ролики. На цапфе через систему подшипников 6 устанавливается шарошка 4 с беговыми дорожками. Тело шарошки оснащено фрезерованными стальными зубьями 7, размещенными по венцам. На торце со стороны присоединительной резьбы выбиваются шифр долота, его порядковый номер, год изготовления.

Шарошечные долота изготавливают как с центральной, так и с боковой системой промывки (рисунок 5). На лапах долота с боковой гидромониторной системой промывки выполнены специальные утолщения -- приливы 2 с промывочными каналами и гнездами для установки гидромониторных насадок (сечение А - А).

Рисунок 5 -- Схема шарошечных долот с центральной (а) и боковой (гидромониторной) (б) промывкой

При центральной промывке забоя лучше очищаются от шлама центр забоя и вершины шарошек, шлам беспрепятственно выносится в наддолотную зону. Однако при высокой скорости углубления забоя трудно подвести к долоту необходимую гидравлическую мощность, требуемую для качественной очистки забоя (перепад давления на долотах с центральной промывкой не превышает 0.5 - 1.5 МПа).

Боковая гидромониторная промывка обеспечивает лучшую очистку наиболее зашламованной периферийной части забоя, позволяет подвести к долоту большую гидравлическую мощность (перепад давления на долотах с гидромониторной промывкой достигает 5 - 15).

Для бурения скважин в абразивных породах различной твердости с целью повышения долговечности вооружения шарошки оснащают вставными твердосплавными зубками (штырями). Такие долота часто называют штыревыми (рисунок 6). Вставные зубки закрепляются в теле шарошки методом прессования. Для бурения в малоабразивных породах, в теле стальной шарошки фрезеруются призматические зубья, поверхность которых упрочняется термохимической обработкой.

Рисунок 6 -- Шарошечные долота

По ГОСТу 20692 «Долота шарошечные» предусматривается выпуск долот диаметром 76 - 508 мм трех разновидностей: одно- двух- и трехшарошечных.

В процессе бурения скважины в зависимости от твердости горных пород использовались долота:

1.0-30м - 393,7-ГВ R175, допускается замена на долото (295,3МСЗ-ГНУ-R37)

2.30-320м - 295,3ТЗ-ЦГН R15H

3.320-340м - 215,9 СЗ-ГАУ-R296А

4.340-400 - 215,9 СЗ-ГАУ-R296А

5.400-930 - 215,9 СЗ-ГАУ-R296А

6.930-1040 - 215,9 СЗ-ГАУ-R296А

7.1040-1963 - 215,9 СЗ-ГАУ-R296А

4. Бурильный инструмент
4.1 Бурильная колонна
Бурильная колонна (далее БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом).

БК предназначена для следующих целей:

передачи вращения от ротора к долоту;

восприятия реактивного момента забойного двигателя;

подвода бурового раствора к ПРИ и забою скважины;

создания нагрузки на долото;

подъема и спуска долота;

проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.).

БК состоит (рисунок 11) из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.

Рисунок 11 -- Состав бурильной колоны

Кроме названных выше элементов в компоновку БК могут включаться калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, промежуточные опоры для УБТ, обратные клапаны, фильтры, шламометаллоуловители, амортизаторы, протекторные кольца, средства наклонно-направленного бурения, керноприемные устройства и другое специальное оборудование.

4.2 Ведущие бурильные трубы

Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы (ВБТ, рисунок 12).

Рисунок 12 -- Ведущие бурильные трубы

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют ВБТ сборной конструкции, состоящие из квадратной толстостенной штанги (квадрат) 2 с просверленным каналом, верхнего штангового переводника (ПШВ) 1 с левосторонней резьбой и нижнего штангового переводника (ПШН) 3 с правосторонней резьбой. Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16.5 м.

4.3 Стальные бурильные трубы

В настоящее время в нефтегазовой промышленности широко используются стальные бурильные трубы с приваренными замками (ТБП, Рисунок 13).

Рисунок 13 -- Схема стальной бурильной трубы с приваренными замками

Бурильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля). Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбы и представляют собой бурильную трубу сборной конструкции, либо посредством сварки. Для свинчивания в свечи на присоединительных концах нарезается замковая резьба (на ниппеле наружная, на муфте внутренняя). Для увеличения прочности соединений концы трубных заготовок «высаживают», т.е. увеличивают толщину стенки.

Стальные бурильные трубы с приваренными замками предназначены преимущественно для роторного способа бурения, но также используются и при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

4.4 Легкосплавные бурильные трубы

Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции (ЛБТ, рисунок 14) применяют при бурении с использованием забойных гидравлических двигателей. Низкая плотность материала - 2.78 г/см3. (стали -- 7.85 г/см3) позволяет значительно облегчить бурильную колонну без потери необходимой прочности. Для изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль Д16 (сплав из системы «Алюминий-Медь-Магний»), для повышения износостойкости упрочняемая термообработкой. Предел текучести составляет 330 МПа.

Рисунок 14 -- Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции

Кроме пониженной массы у ЛБТ есть еще ряд достоинств. Во-первых, наличие гладкой внутренней поверхности, что снижает гидравлические сопротивления примерно на 20 % по сравнению со стальными бурильными трубами одинакового сечения. Чистота внутренней поверхности ЛБТ достигается прессованием при изготовлении. Во-вторых, диамагнитность, что позволяет зенитный угол и азимут скважины замерять инклинометрами, спускаемыми в бурильную колонну.

Однако ЛБТ имеют и ряд недостатков: нельзя эксплуатировать БК при температурах выше 150 градусов Цельсия, так как прочностные свойства Д16Т начинают снижаться. Недопустимо их эксплуатировать также в агрессивной (кислотной или щелочной среде).

4.5 Утяжеленные бурильные трубы

Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают УБТ, позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото.

В настоящее время наиболее широко используются следующие типы УБТ:

горячекатаные (УБТ)

сбалансированные (УБТС),

УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию Горячекатаные УБТ выполняются гладкими по всей длине. На верхнем конце УБТС выполняется конусная проточка для лучшего захвата клиньями при спускоподъемных работах.

Горячекатаные УБТ используются преимущественно при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

Основные параметры УБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:

номинальные наружные диаметры труб 146, 178, 203 мм;

номинальный диаметр промывочного канала 74, 90, 100 мм;

длина труб, соответственно 8.0, 12.0, 12.0 м.

Сбалансированные УБТ (Рисунок 15) используют преимущественно при роторном способе бурения.

Рисунок 15 -- Сбалансированные УБТ

5. Забойные двигатели

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели, преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. Гидравлические забойные двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов. Первые из них называют турбобурами, а вторые -- винтовыми забойными двигателями. Электрические забойные двигатели получили наименование электробуров.

5.1 Винтовой забойный двигатель

Рабочим органом винтового забойного двигателя является винтовая пара: статор и ротор (рисунок 17).

Рисунок 17 -- Поперечное сечение рабочих органов винтового двигателя

1 -- статор; 2 -- ротор

Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.

Ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично.

Кинематическое отношение винтовой пары 9:10 и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления, и осуществляется рабочий процесс двигателя.

Вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой и радиальными резинометаллическими опорами. К валу шпинделя присоединяется долото. Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.

Когда двигатель работает с максимальным вращающим моментом, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью -- экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.

Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.

В ходе строительства скважины был применен вращательный способ с использованием ВЗД и ротора.
ТУРБОБУРЫ
Принцип действия

Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.

Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора. В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток промывочной жидкости меняет свое направление и поступает в ротор.

Так, последовательно перетекая из ступени в ступень, жидкость отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате мощность, создаваемая всеми ступенями, суммируется на валу турбобура и, следовательно, на долоте. Создаваемый при этом в статорах вращающий момент воспринимается корпусом турбобура и бурильной колонной, а равный, но противоположно направленный вращающий момент, возникающий в роторах, передается через вал турбобура долоту.

Характеристика турбины

Работа турбины характеризуется частотой вращения вала n, вращающим моментом на валу М, мощностью N, перепадом давления Др и гидравлическим коэффициентом полезного действия зг.

Изображается характеристика турбины в виде кривых, построенных в прямоугольной системе координат по данным стендовых испытаний нескольких ступеней турбины или собранного турбобура. По оси абсцисс откладывается частота вращения вала турбины, а по оси ординат--остальные параметры, характеризующие работу турбины при постоянном расходе промывочной жидкости Q (рис.1).

Различают два режима работы турбины: тормозной, когда n=0, а М достигает максимального значения, и холостой, когда n достигает максимального значения, а М=0. В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором--совершенно снять нагрузку. На основании изложенного

Где Мт -тормозной момент; nx --частота вращения вала турбины на холостом ходу. Следовательно,

Мощность турбины

Выражение (3) представляет собой уравнение квадратичной параболы, из которого следует, что при n=0 и n=nx мощность турбины также равна нулю.

Характеристика турбины турбобура

Максимальное значение мощности определится из уравнения

(4)

Следовательно, при частоте вращения турбины n=n0 достигается максимальное значение мощности турбины

(5)

Затрачиваемая в турбине мощность N/ ? ДpQ и поэтому

(6)

т. е. гидравлический к. п. д. турбины при Дp=const меняется при различных частотах вращения вала турбины так же, как и ее мощность, и максимальные значения N и зГ достигаются при одинаковых n.

Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения, называется экстремальным, а тот, при котором коэффициент полезного действия турбины достигает максимального значения,-- оптимальным.

При работе на оптимальном режиме, т. е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данной подачи насоса, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине минимальны. Турбобур же наиболее устойчиво работает при экстремальном режиме, при котором небольшое изменение нагрузки на вал турбины (на долото) не приводит к сильному изменению частоты его вращения и, следовательно, к возникновению вибраций, наршающих работу турбобура.

Принцип действия и конструктивные особенности. Рабочим органом винтового забойного двигателя является винтовая пара: статор и ротор.

Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев (как правило) левого направления, обращенных к ротору.

Правильно подобранное кинематическое отношение винтовой пары и применение соответствующего профилирования ее зубьев обеспечивают при движении промывочной жидкости планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.

Характеристика двигателя. Типичная характеристика винтового забойного двигателя при постоянном расходе промывочной жидкости представлена на рис.2. Как видно из рис.2, по мере роста момента М перепад давления в двигателе Др увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя n снижается вначале незначительно, а при торможении--резко. Зависимости изменения мощности двигателя N и к. п. д. зг от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным зг, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью--экстремальным.

Гидравлическая характеристика забойного винтового двигателя

N,n,Дp,зг Q=const

n Дp

зг

а б в г

а-режим холостого хода (М=0;n=max);

б-оптимальный режим (зг=max);

в-экстремальный режим (N=max);

г-тормозной режим (n=0; M=max).

Рис. 2

Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.

Приемущества:

-n=80-120 об/мин т.е. увеличивается срок службы долот;

-устойчивая работа двигателя в интервале (б,в) см.рис.2 с к.п.д. равным 0,5 -0,55.

Недостатки:

-небольшой межремонтный период: изнашивается статор и разбиваются подшипники вала шпинделя;

-требуют низкого диапазона расхода Q;

-при использовании наполнителей забивается ротор.

ЭЛЕКТРОБУРЫ

Электробур состоит из электродвигателя, шпинделя и системы защиты этих механизмов от проникновения промывочной жидкости.

Электродвигатель представляет собой высоковольтную трехфазную асинхронную маслонаполненную машину с короткозамкнутым секционированным ротором.

В системе защиты поддерживается давление масла на 0,2-0,3 Мпа выше чем давление промывочной жидкости в полом вале электробура.

Основной недостаток - сложность подвода кабеля.

Список используемой литературы:
1. Ю.В. Вадецкий «Бурение нефтяных и газовых скважин». Учебник для нач. проф. Образования. - М.: Издательский центр «Академия», 2005. - 352 с.

2. П.В. Куцын «Вышкомонтажник». Учебное пособие для рабочих. М., «Недра», 2005. - 333 с.

3. Н.Г. Середа, Е.М. Соловьев «» Бурение нефтяных и газовых скважин». М., «Недра», 2004. - 456 с.

4. А.И.Булатов, С.В. Долгов «Спутник буровика». М., «Недра», 2006.

5. А.А. Коршак, А.М. Шаммазов «Основы нефтегазового дела». Издательский центр «Недра», 2005. - 452 с.

6. В.Ф. Абубакиров, В.Л.Архангельский, Ю.Г. Буримов, А.Н. Гноевых «Оборудование буровое, противовыбросовое и устьевое». Москва 2007.