Электробур для бурения скважин

курсовой проект Редькина Александра.docx

Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Бурение нефтяных и газовых скважин
подпись дата должность ученая степень инициалы фамилия
номер группы номер зачетной книжки подпись дата инициалы фамилия
КП-130203.65-080905170 ПЗ
В данном курсовом проекте необходимо:
Обосновать требуемое количество обсадных колонн и глубины их спуска;
Обосновать выбор диаметра эксплуатационной колонны;
Обосновать диаметры последующих обсадных колонн;
Обосновать выбор диаметров долот;
Обосновать выбор интервалов цементирования.
В специальной части рассмотреть электробур применяемый в технологии бурения нефтяных и газовых скважин дать классификацию данного оборудования выполнить основные расчеты на основе патентно-информационного поиска с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант усовершенствования.
По результатам проведенных расчетов построить геолого-технический наряд на строительство скважины.
Обоснование конструкции скважины
Патентно-информационный обзор .
Техническое предложение
Список использованной литературы ..
Приложение А спецификация .
Приложение Б патенты
В Китае свыше 2 тыс. лет назад впервые в мировой практике вручную бурились скважины (диаметром 12—15сми глубиной до900м) для добычи соляных растворов. Буровой инструмент (долото и бамбуковые штанги) опускался в скважину на канатах толщиной 1—4см свитых из индийского тростника. Бурение первых скважин в России относится к 9 в. и связано с добычей растворов поваренной соли (Старая Русса). Затем соляные промыслы развиваются в Балахне (12 в.) в Соликамске (16 в.). На русских соляных промыслах издавна применялось ударное штанговое бурение. Во избежание ржавления буровые штанги делали деревянными; стенки скважин закрепляли деревянными трубами. Первый буровой колодец закрепленный трубами был пробурен на воду в 1126 в провинции Артуа (Франция) отсюда глубокие колодцы с напорной водой получили название артезианских.
Развитие методов и техники бурения в России начинается с 19 в. в связи с необходимостью снабжения крупных городов питьевой водой. В 1831 в Одессе было образовано "Общество артезианских фонтанов" и пробурены 4 скважины глубиной от 36 до189м. В 1831—32 бурили скважины в Петербурге (на Выборгской стороне) в 1833 в Царском Селе в Симферополе и Керчи в 1834 в Тамбове Казани и Евпатории в 1836 в Астрахани. В 1844 была заложена первая буровая скважина для артезианской воды в Киеве. В Москве первая артезианская скважина глубиной458мпробурена на Яузском бульваре в 1876. Первая буровая скважина в США пробурена для добычи соляного раствора близ Чарлстона в Западной Виргинии (1806).
Поворотным моментом с которого начинается бурный прогресс в бурении было развитие нефтедобычи. Первая нефтяная скважина была пробурена в США случайно в 1826 близ Бернсвилла в Кентукки при поисках рассолов.
Первую скважину на нефть заложил в 1859 американец Дрейк близ г. Тайтесвилла в Пенсильвании. 29 августа 1859 нефть была встречена на Изм.
глубине71 фута(около20м) что положило начало нефтяной промышленности США. Первая скважина на нефть в России пробурена в 1864 около Анапы (Северный Кавказ).
Технические усовершенствования бурения в 19 в. открываются предложением немецкого инженера Эйгаузена (1834) применять так называемые ножницы (сдвигавшаяся пара звеньев при штанговом бурении). Идея сбрасывать соединённое со штангами долото привела к изобретению во Франции Киндом (1844) и Фабианом (1849) свободно падающего бурового инструмента ("фрейфала"). Этот способ получил название "немецкий". В 1846 французский инженер Фовель сделал сообщение о новом способе очистки буровых скважин водяной струей подаваемой насосом с поверхности в полую штангу. Первый успешный опыт бурения с промывкой проведён Фовелем в Перпиньяне (Франция).
В1859 Г. Д. Романовский впервые механизировал работы применив паровой двигатель для бурения скважины вблизи Подольска. На нефтяных промыслах Баку первые паровые машины появились в 1873 а через 10 лет почти повсеместно они заменили конную тягу. При бурении скважин на нефть на первом этапе получил развитие ударный способ. В конце 80-х гг. в Новом Орлеане в Луизиане (США) внедряется роторное бурение на нефть с применением лопастных долот и промывкой глинистым раствором. В России вращательное роторное бурение с промывкой впервые применили в г. Грозном для бурения скважины на нефть глубиной 345м(1902). В Сураханах (Баку) на территории завода Кокорева в 1901 заложена скважина для добычи газа. Через год с глубины207мбыл получен газ использовавшийся для отопления завода. В 1901 на Бакинских нефтепромыслах появились первые электродвигатели заменившие паровые машины при бурении. В 1907 пройдена скважина вращательным бурением сплошным забоем с промывкой глинистым раствором.
Впервые автомат для регулирования подачи инструмента при роторном бурении был предложен в 1924 Хилдом (США). В начале 20 в. в США Изм.
разработан метод наклонного роторного бурения с долотами малого диаметра для забуривания с последующим расширением скважин.
Ещё в 70-х гг. 19 в. появились предложения по созданию забойных двигателей то есть размещению двигателя непосредственно над буровым долотом у забоя буримой скважины. Созданием забойного двигателя занимались крупнейшие специалисты во многих странах проектируя его на принципе получения энергии от гидравлического потока позднее — на принципе использования электрической энергии. В 1873 американский инженер Х. Г. Кросс запатентовал инструмент с гидравлической одноступенчатой турбиной для Б. скважин. В 1883 Дж. Вестингауз (США) сконструировал турбинный забойный двигатель. Эти изобретения не были реализованы и проблема считалась неосуществимой. В 1890 бакинский инженер К. Г. Симченко запатентовал ротационный гидравлический забойный двигатель. В начале 20 в. польский инженер Вольский сконструировал быстроударный забойный гидравлический двигатель (так называемый таран Вольского) который получил промышленное применение и явился прототипом современных забойных гидроударников.
Впервые в мировой практике М. А. Капелюшниковым С. М. Волохом и Н. А. Корневым запатентован (1922)турбобур примененный двумя годами позже для бурения в Сураханах. Этот турбобур был выполнен на базе одноступенчатой турбины и многоярусного планетарного редуктора. Турбобуры такой конструкции применялись при бурении нефтяных скважин до 1934. В 1935—39 П. П. Шумилов Р. А. Иоаннесян Э. И. Тагиев и М. Т. Гусман разработали и запатентовали более совершенную конструкцию многоступенчатого безредукторного турбобура благодаря которому турбинный способ бурения стал основным в СССР. Совершенствование турбинного бурения осуществляется за счёт создания секционных турбобуров с пониженной частотой вращения и увеличенным вращающим моментом.
В 1899 в России был запатентован электробур на канате. В 30-х гг. в США прошёл промышленные испытания электробур с якорем для восприятия реактивного момента опускавшийся в скважину на кабеле-канате. В 1936 впервые в СССР Квитнером и Н. В. Александровым разработана конструкция электробура с редуктором а в 1938 А. П. Островским и Н. В. Александровым созданэлектробур долото которого приводится во вращение погружным электродвигателем. В 1940 в Баку электробуром пробурена первая скважина.
В 1951—52 в Башкирии при Б. нефтяной скважины по предложению А. А. Минина А. А. Погарского и К. А. Чефранова впервые применили электробур знакопеременного вращения для гашения реактивного момента опускаемый на гибком электрокабеле-канате. В конце 60-х гг. в СССР значительно усовершенствована конструкция электробура (повышена надёжность улучшен токопровод).
Появление наклонного бурения относится к 1894 когда С. Г. Войслав провёл этим способом скважину на воду близ Брянска. Успешная проходка скважины в Бухте Ильича (Баку) по предложению Р. А. Иоаннесяна П. П. Шумилова Э. И. Тагиева М. Т. Гусмана (1941) турбиннымнаклонно-направленным бурением положила начало внедрению наклонного турбобурения ставшего основным методом направленного бурения в СССР и получившего применение за рубежом. Этим методом при пересечённом рельефе местности и на морских месторождениях бурят кусты до 20 скважин с одного основания. В 1938—41 в СССР разработаны основы теории непрерывного наклонного регулируемого турбинного бурения при неподвижной колонне бурильных труб. Этот метод стал основным при бурении наклонных скважин в СССР и за рубежом.
В 1941 Н. С. Тимофеев предложил в устойчивых породах применять так называемоемногозабойное бурение.
В 1897 в Тихом океане в районе о. Сомерленд (Калифорния США) впервые было осуществлено бурение на море. В 1924—25 в СССР вблизи Изм.
бухты Ильича на искусственно созданном островке вращательным способом была пробурена первая морская скважина давшая нефть с глубины461м. В 1934 Н. С. Тимофеевым осуществлено на острове Артема в Каспийском море кустовое бурение при котором несколько скважин бурятся с общей площадки а в 1935 там же сооружено первое морское металлическое основание для Б. в море. С 50-х гг. 20 в. применяется бурение для добычи нефти и газа со дна моря. Созданы эстакады плавающие буровые установки с затапливаемыми понтонами специальные буровые суда разработаны методы динамической стабилизации буровых установок при бурении на больших глубинах.
Основной метод бурения на нефть и газ в СССР (1970) — турбобурами (76% метража пробуренных скважин) электробурами пройдено 15% метража остальное роторным бурением. В США преимущественно распространение получило роторное бурение; в конце 60-х гг. при проведении наклонно-направленных скважин начали применяться турбобуры. В странах Западной Европы турбобуры применяются в наклонном бурении и при бурении вертикальных скважин алмазными долотами. В 60-е гг. в СССР заметно возросли скорости и глубина Б. на нефть и газ. Так например в Татарии скважины бурящиеся долотом диаметром214ммна глубину1800м проходятся в среднем за 12—14 дней рекордный результат в этом районе 8—9 дней. За 1963—69 в СССР средняя глубина эксплуатационных нефтяных и газовых скважин возросла с 1627 до1710м. Самые глубокие скважины в мире — 7—8км —пробурены в 60-е гг. (США). В СССР в районе г. Баку пробурена скважина на глубину67кми в Прикаспийской низменности (район Аралсор) на глубину68км. Эти скважины пройдены в целях разведки на нефть и газ. Работы посверхглубокому бурениюдля изучения коры и верхней мантии Земли ведутся по международной программе "Верхняя мантия Земли". В СССР по этой программе намечено пробурить в 5 районах ряд скважин глубиной Изм.
до15км.Первая такая скважина начата бурением на Балтийском щите в 1970. Эта скважина проходится методомтурбинного бурения.
Основное направление совершенствования бурения на нефть и газ в СССР — создание конструкций турбобуров обеспечивающих увеличение проходки скважины на рейс долота (полное время работы долота в скважине до его подъёма на поверхность). В 1970 созданы безредукторные турбобуры позволяющие осуществить оптимизацию режимов бурения. шарошечными долотами в диапазоне наиболее эффективных оборотов (от 150 до 400 вмин) и использовать долота с перепадом давлений в насадках до 10Мнм2(100атм) вместо 1—15Мнм2(10—15атм). Создаются турбобуры с высокой частотой вращения (800—100обмин) для бурения алмазными долотами обеспечивающими при глубоком бурении многократное увеличение проходки и механической скорости бурения за рейс. Разрабатываются новые конструкции низа бурильной колонны позволяющие бурить в сложных геологических условиях с минимальным искривлением ствола скважины. Ведутся работы по химической обработке промывочных растворов для облегчения и повышения безопасности процесса бурения. Конструируются турбины с наклонной линией давления которые позволяют получить информацию о режиме работы турбобура на забое скважины и автоматизировать процесс бурения.
Электробур — это электрическая забойная машина своеобразный электродвигатель смонтированный в трубном корпусе малого диаметра и предназначенный для привода долота на забое скважины.
Современный электробур представляет собой как правило асинхронный маслонаполненный двигатель с короткозамкнутым ротором.
Конструкция промышленного электробура была разработана в СССР в 1937 — 1940 гг. группой инженеров (А.П. Островский Н.В. Александров Ф.Н. Фоменко А.Л. Ильский Н.Г. Григорян и др.). Последующие опытно-конструкторские работы позволили значительно модернизировать электробур по сравнению с первыми образцами: была создана безредукторная машина мощность на валу электробура была увеличена в 2 — 3 раза (от 70 до 120 — 230 кВт) и наряду с этим уменьшен наружный диаметр. Серийное производство электробуров в СССР было налажено с 1956 г.
В настоящее время в ряде районов страны этим способом ежегодно бурят 200 — 250 тыс. м пород. Хотя указанный объем многократно уступает объему турбинного бурения в нашей стране принципиальная схема подачи электрической энергии к забою скважины и использование погружного электрического двигателя для привода долота имеют неоспоримые преимущества. Однако конструктивные трудности невысокие эксплуатационно-технические показатели и большая стоимость машины на данном этапе пока сдерживают применение этого вида техники в бурении.
Размерный ряд электробуров предусматривает их выпуск с наружными диаметрами корпуса 164 170 185 215 240 250 и 290 мм. Более распространен электробур диаметром 170 мм. В обозначении электробура первое число — его наружный диаметр второе — число полюсов обмотки статора (например Э215-10). Могут добавляться буквы «М» обозначающая модернизированную модель и «Р» — для редукторных электробуров. Обозначение электродвигателя содержит сведения о наружном диаметрекорпуса общей длине магнитопровода с длиной немагнитопроводных пакетов и о числе полюсов. Например маркировка МАП1-17-6586 расшифровывается следующим образом: МАП — мотор асинхронный погружной; 1 — для электробура; 17 — наружный диаметр корпуса в см; 658 — общая длина магнитопровода и немагнитных пакетов статора в см; 6 — число полюсов.
Выпускаемый промышленностью электробур включает трехфазный асинхронный маслонаполненный двигатель А и маслонаполненный шпиндель Б на подшипниках качения.
В трубном корпусе электробура размещены пакеты магнитопроводной стали статора б; они разделены пакетами немагнитопроводной стали в местах расположения радиальных шариковых опор ротора. Пакеты ротора 7 с алюминиевой обмоткой насажены на полом валу 5 двигателя. Ротор расположен в статоре с зазором 05 — 06 мм на сторону.
Обоснование конструкции скважины
Основные проектные данные:
Площадь – Берямбинская;
Расположение – суша;
Амплитуда скважины – 300м;
Цель и назначение скважины – поисковая;
Проектный горизонт –Рифей;
Проектная глубина – 3990м.;
Вид скважины (тип профиля) - вертикальный;
Способ бурения – роторный;
Местоположение скважины – Кежемский район Красноярского края.
КП-130203.65-080902443 ПЗ
Таблица 1. Литологическая характеристика разреза скважины и физико-механические свойства горных пород:
Краткое название породы
Доломиты каменная соль
Каменная соль доломиты
Алевролиты песчаники
Нефтеносность отсутствует.
Таблица 2. Газоносность:
Свободный дебит м3сут
Таблица 3. Водоносность:
Таблица 4. Давление по разрезу скважины:
Градиент давления МПам
Возможные осложнения по разрезу скважины:
Таблица 5. Поглощение бурового раствора:
Максимальная интенсивность поглощения м3час
Градиент давления поглощения при вскрытии МПам
Таблица 6. Прочие возможные осложнения:
Обвалы стенок скважины
Обвалы стенок скважины кавернообразование газопроявление
Кавернообразование при вымывании пластов каменной соли
Сужения ствола скважины
Обвалы стенок скважины сальникообразование нефтегазопроявление
Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи т.е. достижение проектной глубины вскрытие нефтегазоносного залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине включая ее использование в системе разработки месторождения.
Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза способа бурения назначения скважины способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов.
Выбор конструкции призабойного участка скважины.
Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:
обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;
задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт обеспечивающий длительную безводную добычу;
изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;
защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.
Выбор конструкции эксплуатационного забоя определяется свойствами вскрываемого коллектора.
В нашем случае коллектор представлен неоднородным поровым коллектором и наша скважина является разведочной т.е. нам пристроит испытание нескольких горизонтов поэтому исходя из вышесказанного выбираем типовую схему №3 т.е. спуск эксплуатационной колонны после достижения проектной глубины и ее цементирование от нижнего конца с перекрытием всей продуктивной толщи.
Обоснование требуемого количества обсадных колонн их глубин спуска.
С целью обоснования требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска строится график изменения коэффициента аномальности пластовых давлений ka и индекса давлений поглощения kпогл так называемый график совмещенных давлений.
ka= градиент пластового давления*100 (1)
kпогл=градиент давления поглощения (гидроразрыва)*100 (2)
где 100 – переводной коэффициент.
Построим график совмещенных давлений по данным таблицы 7:
Градиент давления МПа
Градиент давления поглощения МПам
Рисунок 1. График совмещенных давлений.
На основании данных изменения коэффициентов ka и kпогл выделяются зоны с несовместимыми условиями бурения (условия в двух смежных зонах Изм.
КП-130203.65-08090516970 ПЗ
несовместимы если для перехода к разбуриванию нижней из них ρбр или состав бурового раствора нужно изменять так что это приведет к возникновению осложнений в верхней зоне).
Для разбуривания пород в зонах с несовместимыми условиями бурения необходимо нормировать величину относительной плотности бурового раствора ():
где - плотность бурового раствора кгм3;
- плотность воды кгм3.
Опасность возникновения осложнений (поглощений газонефтепроявлений нарушений устойчивости горных пород) сводится к минимуму при соблюдении следующего условия:
Приступить к разбуриванию нижерасположенной зоны можно если надежно изолировать предыдущую путем спуска обсадной колонны и цементирования заколонного пространства тампонажным раствором.
Необходимая величина нормируется с соблюдением следующих условий:
а)условие предупреждения притока пластовых флюидов:
где -коэффициент резерва: =110-115 в скважинах глубиной до 1200 м; =105-110 в скважинах глубиной 1200-2500 м и =104-107 в скважинах глубиной 2500 м;
б) условие предупреждения поглощения бурового раствора:
где - относительная эквивалентная плотность столба бурового раствора;
- индекс давления поглощения.
Исходя из вышесказанного и данных таблицы 7 вычислим относительную эквивалентную плотность столба бурового раствора по формуле (5) во всех интервалах и занесем результаты в таблицу 8.
Таблица 8. Значения относительной эквивалентной плотности:
Относительная эквивалентная плотность гсм3
Найденные значения относительной эквивалентной плотности отображены на графике совмещенных давлений (рисунок 1) пунктирной линией.
Из полученных выше данных следует что необходимо выбрать двухколонную конструкцию скважины причем глубины спуска колонн будут следующие: направление – 20м (для создания замкнутого цикла циркуляции промывочной жидкости для перекрытия толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза); кондуктор – 310м ( для перекрытия водоносного горизонта); техническая – 1600м (для перекрытия интервалов несовместимых по условиям бурения) ; эксплуатационная колонна – 3990м (спуск до проектной глубины).
Обоснование выбора диаметра эксплуатационной колонны и согласование диаметров обсадных колонн и долот.
Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины если спуск обсадной колонны проектом не предусмотрен. Диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.
Нашим проектом предположен свободный дебит газа 216 м3сут (54+54+54+54) в соответствии с которым выбираем из таблицы 9 диаметр эксплуатационной колонны 1143 мм (ОТТГ ).
Таблица 9. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн:
Суммарный дебит м3сут
Ориентировочный диаметр мм
Диаметр скважины под эксплуатационную колонну рассчитывается с учетом максимального габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины.
В дальнейшем диаметры выбирают из условий проходимости долот внутри предыдущей колонны и проходимости последующей колонны с рекомендуемыми зазорами (таблица 10).
Таблица 10. Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны:
Номинальный диаметр обсадной колонны мм
Разность диаметров 2 мм
Расчетный диаметр долота для бурения ствола под заданную колонну определяют по формуле:
где Dм – диаметр муфты обсадной колонны мм.
– минимальный зазор.
Затем по расчетному диаметру находится ближайший нормализованный диаметра долота Dнд. Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны dвн через которую это долото должно свободно пройти:
где Δ=5 10 мм – зазор.
Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 dм.э = 127мм.
Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:
Dрдэ=127+ 15=142 мм.
По ГОСТ выбираем Dндэ=146 мм.
Внутренний расчетный диаметр технической колонны dв.т:
dв.т = 146+2*9=164 мм.
Нормализованный диаметр технической колонны по ГОСТ 632-80 dнт = 1937 мм (резьба ОТТМ толщина стенки = 127 мм; наружный диаметр муфры dм.т = 2159 мм)
Расчетный диаметр долота для бурения под техническую колонну:
Dрдт=2159 + 25=2409 мм.
По ГОСТ 20692-80 выбираем Dндт=2413 мм.
Внутренний расчетный диаметр кондуктора dв.к:
dв.к = 2413+ 2*9 = 2593 мм.
Нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 dнк = 2689 мм (резьба ОТТМ толщина стенки = 148 мм; наружный диаметр муфры dм.к = 3239 мм)
Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:
Dрдк=3239 + 35=3589 мм.
По ГОСТ 20692-80 выбираем Dндк=3651 мм.
Внутренний расчетный диаметр направления dв.н:
dв.н = 3651 + 2*6 = 3771 мм.
Нормализованный диаметр направления по ГОСТ 632-80 dнн = 4064 мм (с короткой треугольной резьбой толщина стенки = 111 мм; наружный диаметр муфры dм.н = 4318 мм)
Расчетный диаметр долота для бурения под направление:
Dрдн=4318 + 40=4718 мм.
По ГОСТ 20692-80 выбираем Dндн=4731 мм.
Выбор интервалов цементирования.
Цементируем все колонны от башмака до устья так как наша скважина является поисковой.
Рисунок 2. Конструкция скважины.
Патентно-информационный обзор
Авторское свидетельство №2191243: беструбный электробур.
Корпус электродвигателя 1 с укрепленной на его верхнем корпусе фланце 2 втулки 3 полый вал ротора 4 осевая опора вращения (подшипник) 5 переводник 6 труба 7 с отверстиями 8 на ее верхнем конце разъемное соединение 9 кабель-канат 10 муфта 11 внутренний вал 12 пилот-долота пилот-долото 13 внешний вал 14 колонкового долота муфта 15 колонковое долото 16 вал 17 с лопастями токоподвод 18 токоподводящие кольца 19 (три штуки) отверстия 20 на нижнем конце внутреннего вала 12 пилот-долота герметизирующие сальники 21 лубрикатор 22 шламоуловитель выполненный в виде шлaмосборной трубы 23 опоры вращения 24 корпус электробура 25.
Рисунок 3. Беструбный электробур.
– корпус электродвигателя 2 – фланец 3 – фтулка 4 – вал ротора 5 – подшипник 6 – переводник 7 – труба 8 – отверстия 9 – разъемное соединение 10 – кабель-канат 11 и 15 – муфта 12 – внутренний вал пилот долота 13 – пилот долото 14 – внешний вал колонкового долота 16 – колонковое долото 17 – вал с лопастями 18 – токоподвод 19 – токоподводящие кольца 20 – отверстия 21 – сальники 22 – лубрикатор 23 – шламоуловитель 24 – опоры вращения 25 – корпус электробура.
Авторское свидетельство №2229583: Секция токопровода.
Секция токоподвода включает в себя отрезок коаксиального кабеля 1 двухконтактный стержень 2 с опорой 3 образующий с коаксиальным двухконтактным гнездом 4 с опорой 5 коаксиальный разъем. Опоры 3 и 5 кабельной секции крепятся винтами к подвижной в радиальном и угловом направлениях кольцам 6 размещенным в проточках ниппеля 7 и муфты 8 трубного замка бурильных труб 9 втулка 10.
Рисунок 4. Секция токоподвода.
– отрезок коаксиального кабеля 2 – двухконтактный стержень 3 и 5 – опора 4 – коаксиальное двухконтактное гнездо 6 – кольца 7 – ниппель 8 – муфта трубного замка 9 - бурильные трубы.
Авторское свидетельство №2337225: Электробур.
Электромеханический колонковый буровой снаряд включает в себя следующие основные узлы и детали: грузонесущий кабель 1 который закреплен в кабельном замке 2. Упругий элемент 3 (торсион) одним концом соединен с кабельным замком 2 а другим – с ротором 4 электродвигателя который другим концом соединен с колонковой трубой 5 на которую крепится буровая коронка 6. Статор 7 электродвигателя расположен в верхней трубе 8. В устройстве имеется два подшипниковых узла 9 и 10. Система шламоудаления расположена в колонковой трубе (на чертеже условно не показана). Элементы 2 7 8 образуют статорную часть бурового снаряда а 4 5 6 – его роторную часть.
Рисунок 5. Электробур.
– грузонесущий кабель 2 – кабельный замок 3 – торсион 4 – ротор 5 – колонковая труба 6 – буровая коронка 7 – статор 8 – верхняя труба 9 и 10 – подшипниковые узлы.
Авторское свидетельство №2321717: Электробур.
Электробур содержит долото для разрушения породы шпиндель упорный подшипник электрический двигатель и токоподвод который соединяет источник энергии на поверхности Земли с электрическим двигателем.
Рисунок 6. Электробур.
– долото 2 – шпиндель 3 – электродвигатель 4 – токоподвод 5 – вал шпинделя 6 – вал двигателя 7 – труба 8 – торцевое уплотнение 9 – статор 10 – ротор с магнитными полюсами 11 – тиристовый коммутатор 12 – датчик положения ротора 13 – корпус двигателя 14 – корпус тиристорного коммутатора 15 – корпус уплотнения 16 - переходник 25 – штепсельные разъемы.
Техническое предложение
Из рассмотренных выше электробуров следует использовать электробур (авторское свидетельство №2321717) по следующим причинам:
повышенная надежность токоподвода;
возможность регулирования частоты вращения долота;
использование бесколлекторного электродвигателя постоянного токо с тиристорным коммутатором;
В данной работе были закреплены теоретические знания по дисциплине "Технология бурения нефтяных и газовых скважин" и получены практические навыки при решении вопросов связанных с обоснованием конструкции скважины и рассматриваемого оборудования – электробур.
Список использованных источников
Элияшевский И.В. Сторонский М.Н. Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. Учебное пособие для вузов. – 2-е изд. и доп.-М. Недра 1982. – 296 с.
Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Недра 1990. – 303 с.
Вадецкий Ю.В. Справочник бурильщика: учеб. Пособие для нач. проф. Образования – М.: Издательский центр «Академия» 2008. – 416 с.
Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учеб. Пособие для нач. проф. Образования – М.: Издательский центр «Академия» 2003. – 352 с.
Акбулатов Т.О. Ленинсон Л.М. Расчеты при бурении наклонно – направленных скважин: Учебное пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ 1994. – 64 с.
Зыкин М.Я. Козлов В.А. Плотников А.А. Методика ускоренной разведки газовых месторождений. – М.: Недра 2006.
Мстиславская Л.П. Нефтегазовое производство (Вопросы проблемы решения): Учебное пособие. – М.: РГУ нефти и газа 2005.
Нестеров И.И. Потеряева В.В. Салманов Ф.К. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. – М.: Недра 2002.
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ №2321717
МПК: E21B 404 (2006.01)
Заявка:200611918703 04.11.2003
Дата начала отсчета срока действия патента:04.11.2003
Опубликовано:10.04.2008
Список документов цитированных в отчете о поиске:
GB 2337281 A 17.11.1999. SU 304892 А 15.11.1975. RU 2030537 C1 10.03.1995. RU 2091969 C1 27.09.1997.
Дата перевода заявки PCT на национальную фазу: 05.06.2006
Заявка PCT: UA 0300043 (04.11.2003)
Публикация PCT: WO 2005042912 (12.05.2005)
Адрес для переписки: 79054 Украина г. Львив ул. Любинская 95 кв.51 О.В. Кекоту
Автор(ы):Кекот Олег Владимирович (UA)
Патентообладатель(и):Кекот Олег Владимирович (UA)Бунчак Зиновий Васильевич (UA)Вовкив Тарас Богданович (UA)Дудар Олег Степанович (UA)Турянский Орест Антонович (UA)
ЭЛЕКТРОБУР ДЛЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Изобретение касается забойных буровых машин с электрическим двигателем которые опускаются в скважину на свинчиваемых трубах. Техническим результатом является повышение надежности токоподвода и регулирование частоты вращения долота. Для этого электробур содержит долото для разрушения породы шпиндель упорный подшипник электрический двигатель и токоподвод который соединяет источник энергии на поверхности Земли с электрическим двигателем. При этом в качестве бесколлекторного электрического двигателя постоянного тока в нем установлен бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором. Причем управляющие электроды тиристоров коммутатора связаны с выходными цепями датчика положения ротора который питается от источника переменного напряжения повышенной частоты причем источник переменного напряжения повышенной частоты подсоединен к верхнему концу токоподвода а нижний конец токоподвода соединен с входной цепью датчика положения ротора через электрический фильтр содержащий по крайней мере один электрический конденсатор. Во втором варианте входная цепь датчика положения ротора подсоединена к нижнему концу токоподвода через схему поддержания постоянства напряжения. 2 н. и 5 з.п. ф-лы 6 ил.
Изобретение касается забойных буровых машин с электрическим двигателем которые применяются при добыче нефти и газа в частности изобретение касается тех забойных буровых машин с электрическим двигателем которые опускаются в скважину на свинчиваемых трубах.
Известен электробур для бурения нефтяных и газовых скважин описанный в книге "Ю.А.Сафаров А.Б.Фрадкин. Электробурение. Азнефтеиздат Баку 1957" содержащий долото шпиндель (упорный подшипник) электрический двигатель заполненный изолирующей жидкостью (трансформаторным маслом) и токоподвод причем токоподвод своим верхним концом соединен с источником электрической энергии на поверхности Земли а нижним концом - с электрическим двигателем который находится в забое. Этот электробур широко применяется в практике бурения скважин.
В известном электробуре в качестве электрического двигателя установлен асинхронный трехфазный двигатель с короткозамкнутым ротором. Токоподвод такого электробура является трехжильным или двухжильным (в случае двухжильного токоподвода роль третьей жилы выполняют металлические трубы на которых электробур опускают в скважину). Каждому стыку между отдельными трубами соответствует трехконтактный или двухконтактный штепсельный разъем токоподвода. Между контактами разъема действует линейное напряжение токоподвода. Это напряжение обычно превышает 1000 Вольт. Слабость межконтактной изоляции разъемов определяется тем что токоподвод размещен в глинистом растворе который заполняет трубы а сама конструкция разъема имеет ограничения обусловленные необходимостью автоматического соединения разъемов при свинчивании отдельных бурильных труб. Низкая надежность токоподвода (частые электрические пробои в штепсельных разъемах) является главным недостатком известного электробура. Кроме этого сложным является регулирование частоты вращения долота в известном электробуре.
Известны также попытки ряда научных учреждений разработать электробур с высоконадежным одножильным токоподводом и с простой схемой регулирования частоты вращения долота за счет установки в нем традиционного двигателя постоянного тока со скользящим электрическим контактом на коллекторе о чем свидетельствует например публикация "А.С.Лопата Т.I.3авгородня. Дослiдження гiдродинамiчних зусиль при роботi ковзаючого контакту в рiдкому iзолюючому середовищi. Вiсник Львiвського полiтехнiчного iнституту № 15 "Питаннята регулювання електричних машин" видавництво Львiвського унiверситету 1967". Однако эти попытки потерпели неудачу из-за плохого качества коммутации в сильно удлиненном коллекторном двигателе постоянного тока а также из-за негативного влияния искрения на коллекторе на жидкую среду (все электробуры заполняются изолирующей жидкостью преимущественно трансформаторным маслом).
Известны также предложения использовать в электробуре бесколлекторный двигатель постоянного тока. Например в британской заявке "UK Patent Application GB 2337281. Int.cl. E 21 B 4400. A downhole drilling apparatus with control means. Applicant Philip Head. Date of publication 17.11.1999." предлагается использовать в буровой машине опускаемой в скважину на гибком наматываемом трубопроводе бесколлекторный двигатель постоянного тока (при полном отсутствии описания схемы и конструкции этого двигателя). Необходимо отметить что существует большое количество схем и конструкций таких двигателей (патентный класс МПК Н02К 2902). Большинство из них не могут быть выполнены на сколько-нибудь значительные мощности не говоря уже о возможности работать в условиях забоя буримой скважины. Задача увеличения надежности токоподвода в этой заявке не ставится. Впрочем в случае забойной машины опускаемой в скважину на гибком наматываемом трубопроводе такая задача неактуальна поскольку токоподвод в этом случае не имеет промежуточных штепсельных разъемов.
Целью настоящего изобретения является создание работоспособного электробура с высокой надежностью токоподвода а именно с токоподводом который содержит кабель с единственной жилой и одноконтактные штепсельные разъемы внутри которых отсутствуют токопроводящие элементы между которыми действует электрическое напряжение. Целью изобретения является также обеспечение простого регулирования частоты вращения долота. Эта техническая задача в течение полувека (с тех пор как применяется бурение с забойным электрическим двигателем опускаемым в скважину на свинчиваемых трубах) оставалась нерешенной проблемой электробурения.
Указанная цель достигается тем что в электробуре который содержит долото шпиндель (упорный подшипник) бесколлекторный электрический двигатель постоянного тока заполненный изолирующей жидкостью например трансформаторным маслом и токоподвод причем токоподвод своим верхним концом соединен с источником электрической энергии на поверхности Земли а нижним концом - с бесколлекторным электрическим двигателем постоянного тока который находится в забое в качестве бесколлекторного электрического двигателя постоянного тока установлен бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором причем управляющие электроды тиристоров коммутатора связаны с выходными цепями датчика положения ротора.
В электробуре по первому варианту изобретения входная цепь датчика положения ротора питается от источника напряжения повышенной частоты причем источник напряжения повышенной частоты соединен с верхним концом токоподвода а нижний конец токоподвода соединен с входной цепью датчика положения ротора через электрический фильтр содержащий по крайней мере один конденсатор.
В электробуре по второму варианту изобретения входная цепь датчика положения ротора соединена с нижним концом токоподвода через схему поддержания постоянства напряжения.
В качестве бесколлекторного двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором целесообразно использовать двигатель с якорной обмоткой замкнутого типа расположенной на статоре в котором коммутация (закрывание) тиристоров происходит за счет ЭДС вращения. При этом для осуществления коммутации за счет ЭДС вращения угловое положение датчика положения ротора двигателя устанавливается таким чтобы активные стороны коммутируемых секций якорной обмотки были размещены под сбегающими краями магнитных полюсов расположенных на роторе двигателя. В качестве датчика положения ротора двигателя целесообразно использовать датчик положения трансформаторного типа по дифференциальной схеме. Расположенные на роторе двигателя с тиристорным коммутатором магнитные полюсы целесообразно выполнить на основе постоянных магнитов.
В электробуре по второму варианту изобретения схему поддержания постоянства напряжения целесообразно построить на принципе двухпозиционного регулирования.
Автору и заявителям не известно аналогичное техническое решение.
На фиг.1 изображена схема конструкции электробура с отдельными элементами электрической схемы согласно первому варианту изобретения на фиг.2 - электрическая схема двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором и его соединения с токоподводом по первому варианту изобретения на фиг.3 - сечения А-А и В-В фиг.1 которые представляют конструкцию датчика положения ротора на фиг.4 - соединение входной цепи датчика положения ротора с токоподводом по второму варианту изобретения на фиг.5 - диаграммы открывания тиристоров коммутатора на фиг.6 - схема для объяснения принципа питания входной цепи датчика положения ротора двигателя по первому варианту изобретения.
Электробур по первому варианту изобретения содержит долото 1 (фиг.1) шпиндель 2 (упорный подшипник для передачи осевой нагрузки на долото) электрический бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором 3 и токоподвод 4. Долото 1 закреплено на валу шпинделя 2. Вал 5 шпинделя и вал 6 двигателя выполнены пустотными для обеспечения возможности прохождения от труб 7 на которых электробур опускают в скважину к долоту 1 глинистого раствора которым промывают скважину во время бурения. Внутреннее пространство электрического двигателя 3 заполнено трансформаторным маслом и в верхней части двигателя отделено от пространства труб заполненного глинистым раствором торцевым уплотнением 8. В одном блоке с уплотнением смонтирован компенсатор потери трансформаторного масла. Такое же уплотнение размещено на нижнем конце вала двигателя (если шпиндель заполнен глинистым раствором) или на нижнем конце вала шпинделя если шпиндель заполнен трансформаторным маслом.
Электрический бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором 3 содержит статор 9 с якорной обмоткой (см. фиг.1 2) ротор 10 с магнитными полюсами тиристорный коммутатор 11 трансформаторный датчик положения ротора 12. Статор 9 расположен в стальном корпусе 13 двигателя. Продолжением корпуса 13 двигателя является отдельный корпус 14 тиристорного коммутатора и датчика положения ротора отдельный корпус 15 уплотнения и компенсатора потери трансформаторного масла и переходник 16 для соединения электробура с трубами 7.
На фиг.2 показана электрическая схема двигателя на одной паре полюсов. Двигатель имеет якорную обмотку замкнутого типа (как в якорях коллекторных машин постоянного тока). Для большей наглядности на фиг.2 изображена обмотка кольцевого якоря (методический прием который обычно применяют при изложении принципа работы коллекторных машин постоянного тока). Обычно двигатель имеет не одну а несколько пар полюсов. В этом случае одинаково расположенные под разными парами полюсов секции якорной обмотки соединяют параллельно (вариант петлевой обмотки) или последовательно (вариант волновой обмотки). Магнитные полюсы ротора 10 выполнены с использованием постоянных магнитов без обмотки возбуждения. Тиристорный коммутатор 11 состоит из двух групп тиристоров: анодной группы (или группы "+") у которой общей шиной "+" соединены все аноды (см. фиг.2) и катодной группы (или группы "-") у которой общей шиной "-" соединены все катоды. Шина "+" тиристорного коммутатора соединена с корпусом 14 тиристорного коммутатора. Замкнутая якорная обмотка статора 9 точками присоединения тиристорного коммутатора разделена на секции с одинаковыми количествами витков. К каждой точке раздела между секциями (эти точки на фиг.2 пронумерованы римскими числами) присоединена пара тиристоров (один тиристор от группы "+" и один - от группы "-"). Каждый тиристор на схеме фиг.2 может быть пронумерован числом которое указывает на точку присоединения к обмотке якоря с индексом "+" или "-" в зависимости от принадлежности тиристора к анодной или катодной группе (например 1+1-и т.д).
Между управляющим электродом и катодом каждого тиристора включена через диод 17 выходная цепь 18 датчика положения ротора которая представляет собой управляющую обмотку трансформаторного датчика положения ротора. На схеме фиг.2 показано включение управляющей обмотки для тиристора 1+. Входная цепь 19 трансформаторного датчика положения ротора которая представляет собой обмотку возбуждения включена через электрический фильтр представляющий собой электрический конденсатор 20 между нижним концом токоподвода 4 и корпусом 14 тиристорного коммутатора.
На фиг.3 показаны в увеличенном виде сечения электробура по А-А и по В-В (см. фиг.1) которые представляют конструкцию датчика положения ротора двигателя электробура. В двигателе постоянного тока с тиристорным коммутатором применен датчик положения ротора трансформаторного типа по дифференциальной схеме. Датчик положения ротора содержит два статора из шихтованной электротехнической стали (статор 21 и статор 22). Внутри статора 21 расположен ротор 23 датчика неподвижно соединенный с валом 6 двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором. Ротор датчика также выполнен из шихтованной электротехнической стали. Каждая управляющая обмотка 18 датчика положения образуется (как это показано на фиг.2) путем последовательно-встречного соединения катушек охватывающих одинаково расположенные на обоих статорах зубцы. Таким образом датчик положения ротора построен по дифференциальной схеме. Числа с индексом "+" или "-" на фиг.3 обозначают зубцы на которых размещены управляющие обмотки которые подают открывающие сигналы на тиристоры с соответствующими номерами. Обмотка возбуждения 19 датчика положения ротора образуется путем последовательно-согласного соединения катушек (см. фиг.2) с диаметральным шагом расположенных в донной части глубоких пазов (фиг.3). Конструкция датчика положения ротора на фиг.3 соответствует четырехполюсному двигателю постоянного тока с тиристорным коммутатором. Угловое положение статоров и ротора датчика положения ротора относительно статора и ротора электрического двигателя выбирается таким чтобы открывающие сигналы от датчика поступали на тиристоры связанные с секциями якорной обмотки двигателя активные стороны которых размещены под сбегающими краями магнитных полюсов. На фиг.2 открытые тиристоры показаны затемненными. Основанием для примененной в изобретении конструкции датчика положения ротора являются изобретения: 1. A.c СССР № 298996 НО2К 2902 О.В.Кекот "Трансформаторный датчик положения ротора". 2. А.с СССР № 550733 НО2К 2902 О.В.Кекот А.П.Пролыгин Б.П.Гущо-Малков Р.Н.Попович "Трансформаторный датчик положения ротора".
Токоподвод 4 (см. фиг.1) состоит из секций одножильного кабеля 24 закрепленных в трубах 7 (частично внутри двигателя электробура) штепсельных разъемов 25 расположенных в зоне соединительных замков труб и двухкольцевого токоприемника 26 на верхнем конце колонны бурильных труб что дает возможность проворачивания бурильных труб в скважине (согласно существующей технологии бурения) без прерывания электрической цепи. Одно из колец токоприемника соединено с кабелем 24 а другое - с колонной бурильных труб 7.
К кольцевому токоприемнику присоединен расположенный на поверхности Земли источник электрической энергии 27 для питания двигателя электробура. Источник электрической энергии 27 питается от трехфазной сети 6 кВ и обеспечивает на выходе регулируемое напряжение постоянного тока (от нуля до величины примерно 1000 Вольт). Такой источник энергии состоит из известных узлов: силового трансформатора и регулируемого выпрямителя на тиристорах. Вместе с этим к кольцевому токоприемнику через разделительный электрический конденсатор 28 присоединен расположенный на поверхности Земли источник напряжения повышенной частоты 29 для питания обмотки возбуждения трансформаторного датчика положения ротора присоединенной к нижнему концу токоподвода. Частота переменного напряжения этого источника равна 10 кГц. Источник переменного напряжения повышенной частоты 29 питается от сети 220 В и построен на основе мультивибратора на силовых транзисторах. Источник электрической энергии постоянного тока 27 и источник напряжения повышенной частоты 29 разделены между собой кроме конденсатора 28 электрическим дросселем 30.
В электробуре по второму варианту изобретения источник напряжения повышенной частоты 29 для питания обмотки возбуждения 19 трансформаторного датчика положения ротора 12 расположен не на поверхности Земли а находится вместе с двигателем в забое (см. фиг.4) и питается постоянным током. Он включен через схему поддержания постоянства напряжения 31 между нижним концом токоподвода 4 и корпусом 14 тиристорного коммутатора. Применена двухпозиционная схема поддержания постоянства напряжения. На фиг.4 приведен ее простейший вариант. Схема состоит из накопительного электрического конденсатора 32 зарядного сопротивления 33 и реле 34.
Электробур работает следующим образом. Пусть ротор двигателя электробура с магнитными полюсами вращается в направлении показанном на фиг.2 3 стрелкой.
Активные стороны секций якорной обмотки соединенных с открытыми тиристорами расположены как это видно из фиг.2 под сбегающими краями полюсов. Как только окажутся открытыми два соседние тиристоры одной группы (на фиг.2 тиристоры 1+и 2+) образуется короткозамкнутый контур электродвижущая сила вращения в котором имеет такое направление которое способствует возрастанию электрического тока во вновь открывшемся тиристоре 2+и спаданию тока в ранее открывшемся тиристоре 1+. При спадании тока в ранее открывшемся тиристоре до нуля последний самостоятельно закрывается (открывающий сигнал от датчика положения ротора к этому моменту исчезает). Такой же процесс одновременно происходит с тиристорами 11-и 12-группы "-". Последовательность открывания тиристоров дополнительно объясняют диаграммы открывания тиристоров (фиг.5). Стрелки на диаграммах которые показывают номер открывающегося тиристора необходимо представлять себе связанными с валом 6 двигателя электробура (в двухполюсном его исполнении). Описанный процесс физически повторяет все то что происходит в обычном коллекторном двигателе постоянного тока при перемещении щеток по коллектору. Исключение составляет лишь некоторый интервал частоты вращения вблизи нулевой частоты вращения где коммутация за счет ЭДС вращения в установившемся режиме принципиально невозможна. Однако при ускоренном движении ротора коммутация осуществима и в области нулевой частоты вращения в результате чего пуск такого двигателя может успешно осуществляться. Изложенные положения обоснованы математически (см. статью "О.Кекот. Явнополюсна машина з тиристорним комутатором i замкненою обмоткою якоря: перспективи застосування в потужному регульованому електроприводi. Електромеханiка. Теорiя i практика. Працi100-рiччю вiд дня народження Тихона Губенка. Львiв 1996") а также проверены экспериментально.
Вращающий момент от двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором передается через вал шпинделя долоту которое разрушает породу в забое. Для создания условий разрушения породы часть веса труб 7 передается через шпиндель 2 на долото 1. Выбуренная порода выносится глинистым раствором по затрубному пространству на поверхность Земли.
Бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором 3 питается регулируемым напряжением постоянного тока от источника энергии постоянного тока 27 через токоподвод 4. В качестве одного из проводников токоподвода используются трубы 7 на которых электробур опускают в скважину. Таким образом в токоподводе используется одножильный кабель 24 и одноконтактные штепсельные разъемы 25 а не трехконтактные или двухконтактные как в известных электробурах. Внутри штепсельных разъемов отсутствуют токопроводящие элементы между которыми может действовать электрическое напряжение в результате чего возрастает надежность токоподвода по сравнению с известными электробурами.
Изменяя величину напряжения постоянного тока на выходе источника энергии 27 можно регулировать частоту вращения двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором (частота вращения пропорциональна напряжению якоря подобно обычному коллекторному двигателю постоянного тока с независимым возбуждением) и таким образом добиваться оптимальных условий работы долота в забое обеспечивая или максимальную механическую скорость проходки (в случае малых глубин бурения) или максимальную проходку на долото (в случае больших глубин бурения). Заметим что регулирование частоты вращения долота в забое осуществляется самым простым из возможных способов - применением в источнике энергии 27 широко известного и широко распространенного регулируемого выпрямителя на тиристорах.
Сигнал для открывания тиристоров коммутатора индуцируется в тех выходных обмотках трансформаторного датчика положения ротора которые имеют катушки расположенные напротив башмаков ротора 23 датчика (см. фиг.3). Исполнение трансформаторного датчика положения ротора по дифференциальной схеме (образование выходных управляющих обмоток путем последовательно-встречного соединения катушек одинаково расположенных на разных статорах) позволяет добиться высокого отношения полезного сигнала к помехе и обойтись без любых средств дополнительного формирования сигнала и таким образом предельно упростить электрическую схему.
Специального разъяснения требуют приемы примененные в двух вариантах изобретения для питания обмотки возбуждения трансформаторного датчика положения ротора. В первом варианте изобретения обмотка возбуждения датчика положения ротора питается переменным током повышенной частоты (около 10 кГц) от источника расположенного на поверхности Земли. Этот прием основывается на том что обмотка якоря двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором обладает некоторой индуктивностью которая может быть использована для отделения якоря двигателя от переменного напряжения повышенной частоты которое питает обмотку возбуждения датчика положения ротора. Принцип питания обмотки возбуждения датчика с поверхности Земли объясняет электрическая схема на фиг.6. Ветвь схемы E-R-L-D представляет якорь двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором. Тут Е - электродвижущая сила якоря R L - соответственно активное сопротивление и индуктивность якоря. Диод D символизирует одностороннюю проводимость тиристорного коммутатора. Параллельно якорю двигателя включена через разделительный фильтр представленный конденсатором 20 обмотка возбуждения 19 датчика положения ротора. Zc- сопротивление токоподвода. В токе I2присутствует лишь переменная составляющая частотой 10 кГц (путь для постоянной составляющей от источника 27 закрыт разделительным конденсатором 20) в то время как в токе I1присутствует как постоянная составляющая так и переменная составляющая частотой 10 кГц. Однако переменная составляющая в токе I1ограничивается индуктивностью якоря L которая на частоте 10 кГц создает значительное индуктивное сопротивление. Таким образом имеет место лишь ограниченное шунтирование якорем двигателя цепи обмотки возбуждения датчика положения ротора. Этот фактор обеспечивает реальную работоспособность датчика положения ротора. На поверхности Земли разделительный конденсатор 28 отделяет источник напряжения 10 кГц от постоянного напряжения источника энергии 27 а дроссель 30 ограничивает ответвление переменного тока частотой 10 кГц в источник энергии 27.
Электрический фильтр в цепи обмотки возбуждения датчика положения ротора может содержать кроме конденсатора 20 и другие реактивные элементы что может быть обусловлено например необходимостью ограничить влияние на работу датчика положения ротора высших гармоник в напряжении источника питания 27.
Во втором варианте изобретения источник напряжения повышенной частоты 29 (см. фиг.4) питается за счет электрической энергии постоянного тока которая передается на забой для питания двигателя. Величина напряжения постоянного тока может изменяться в широких пределах в зависимости от режима работы двигателя (от нескольких десятков вольт до тысячи вольт). Двухпозиционная схема поддержания постоянства напряжения 31 питает источник напряжения повышенной частоты 29 неизменным по величине напряжением постоянного тока которое снимается с накопительного конденсатора 32 который заряжается через сопротивление 33 от напряжения постоянного тока которое действует в токоподводе. Поддержание постоянства напряжения на конденсаторе осуществляется за счет реле 34 обмотка которого включена параллельно конденсатору 32 а нормально закрытый контакт включен в цепь заряжания конденсатора. Эта двухпозиционная схема поддержания постоянства напряжения может быть реализована также на бесконтактных схемных элементах.
Цель изобретения (создание работоспособного электробура с высокой надежностью токоподвода и возможностью простого регулирования частоты вращения долота) достигается за счет сформулированных в заявке конструктивных и схемных признаков в их тесной взаимосвязи. Предложенные в двух вариантах изобретения схемы питания входной цепи датчика положения ротора дают возможность обеспечить работу в забое бесколлекторного двигателя постоянного тока с регулируемым напряжением питания двигателя без создания отдельной линии для питания датчика положения ротора. Причем в первом варианте изобретения источник питания входной цепи датчика положения ротора вынесен на поверхность Земли что дает возможность предельно упростить электрическую схему которая находится в забое. С другой стороны тиристорный коммутатор тиристоры которого открываются по сигналам от датчика положения ротора а закрываются за счет ЭДС вращения не содержит схемных средств для закрывания тиристоров которые присутствуют например в автономных инверторах для управления асинхронными двигателями. (Понятно что размещение любых схемных средств для закрывания полупроводниковых приборов в условиях нефтяной скважины является проблематичным). Применение многосекционной якорной обмотки замкнутого типа позволяет максимально снизить тепловую нагрузку на отдельные тиристоры что в условиях высоких температур в недрах Земли очень важно. Установка в электробуре трансформаторного датчика положения ротора по дифференциальной схеме все выходные цепи которого смонтированы на общем магнитопроводе дает возможность обойтись в условиях использования коммутации за счет ЭДС вращения без дополнительных схемных средств формирования выходных сигналов и таким образом максимально упростить конструкцию двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором.
Несмотря на то что установленный в электробуре датчик положения ротора трансформаторного типа является безусловно наиболее целесообразным вариантом датчика независимые пункты формулы (1-й и 2-й) сформулированы более обобщенно и предусматривают установку в электробуре любого датчика положения ротора например датчика на основе элементов Холла магнитодиодов и т.п. Первый пункт формулы устанавливает лишь одно ограничение: чтобы входная цепь датчика была пригодной для питания его переменным напряжением повышенной частоты.
Электробур для бурения нефтяных и газовых скважин содержащий долото шпиндель упорный подшипник бесколлекторный электрический двигатель постоянного тока заполненный изолирующей жидкостью например трансформаторным маслом и токоподвод причем токоподвод своим верхним концом соединен с источником электрической энергии на поверхности Земли а нижним концом - с электрическим двигателем находящимся в забое отличающийся тем что в качестве бесколлекторного электрического двигателя постоянного тока в нем установлен бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором причем управляющие электроды тиристоров коммутатора связаны с выходными цепями датчика положения ротора который питается от источника переменного напряжения повышенной частоты причем источник переменного напряжения повышенной частоты подсоединен к верхнему концу токоподвода а нижний конец токоподвода соединен с входной цепью датчика положения ротора через электрический фильтр содержащий по крайней мере один электрический конденсатор.
Электробур для бурения нефтяных и газовых скважин содержащий долото шпиндель упорный подшипник бесколлекторный электрический двигатель постоянного тока заполненный изолирующей жидкостью например трансформаторным маслом и токоподвод причем токоподвод своим верхним концом соединен с источником электрической энергии на поверхности Земли а нижним концом - с электрическим двигателем находящимся в забое отличающийся тем что в качестве бесколлекторного электрического двигателя постоянного тока в нем установлен бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором причем управляющие электроды тиристоров коммутатора связаны с выходными цепями датчика положения ротора а входная цепь датчика положения ротора подсоединена к нижнему концу токоподвода через схему поддержания постоянства напряжения.
Электробур по п.1 или 2 отличающийся тем что бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором выполнен с якорной обмоткой замкнутого типа расположенной на статоре а коммутация (закрывание) тиристоров в нем происходит за счет ЭДС вращения.
Электробур по п.3 отличающийся тем что для осуществления коммутации за счет э.д.с. вращения угловое положение датчика положения ротора устанавливается таким чтобы активные стороны коммутируемых секций якорной обмотки были расположены под сбегающими краями магнитных полюсов расположенных на роторе двигателя.
Электробур по п.1 или 2 отличающийся тем что в нем установлен датчик положения ротора трансформаторного типа.
Электробур по п.2 отличающийся тем что в нем установлена схема поддержания постоянства напряжения построенная на принципе двухпозиционного регулирования.
Электробур по п.4 отличающийся тем что расположенные на роторе двигателя с тиристорным коммутатором магнитные полюсы выполнены на основе постоянных магнитов.
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ № 2191243
Заявка:200010999403 18.04.2000
Дата начала отсчета срока действия патента: 18.04.2000
Дата публикации заявки:27.12.2000
Опубликовано:20.10.2002
Список документов цитированных в отчете о поиске:СТЕПАНЯНЦ А.К. Вскрытие продуктивных пластов. - М.: Недра 1968 с.334. SU 120475 А 13.07.1959. SU 139629 А 12.10.1961. SU 349786 A 04.09.1972. SU 1472613 A1 15.04.1989.
Адрес для переписки: 169300 г. Ухта ул. Первомайская 13 УГТУ патентная группа НИЧ.
Заявитель(и): Ухтинский государственный технический университет.
Автор(ы): Бондарев Б.П. Кузнецов В.А.
Патентообладатель(и): Ухтинский государственный технический университет.
БЕСТРУБНЫЙ ЭЛЕКТРОБУР
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности а именно к устройствам для бурения и расширения скважин электробуром на кабель-канате. Сущность изобретения заключается в том что верхний фланец корпуса электродвигателя электробура снабжен втулкой которая посредством осевой опоры вращения соединена с верхней невращающейся частью электробура нижний фланец корпуса электродвигателя дополнен полым цилиндром к которому крепится внешний вал и колонковое долото к нижнему концу полого вала ротора электродвигателя крепится внутренний вал с пилот-долотом для разбуривания центральной части забоя скважины. Изобретение позволяет повысить эксплуатационную надежность и эффективность работы электробура. 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности а именно к устройствам для бурения и расширения скважин электробуром на кабель-канате.
Наиболее близким техническим решением к изобретению является устройство для бурения скважин на кабель-канате с местной промывкой т.е. без выхода промывочной жидкости на дневную поверхность в котором реактивный момент снимается путем использования инерции корпуса бурильного агрегата разгоняемого попеременно в обе стороны до определенной наперед заданной скорости реверсированием погружного электродвигателя с поверхности.
Этот электробур спущенный на забой скважины способен разрушать породу вращающимся долотом при нагрузке равной весу агрегата. Долото приводится в действие электродвигателем через понижающий редуктор. Агрегат снабжен двухступенчатым центробежным насосом шламовой трубой для сбора выбуренной породы [1].
Недостатками этого электробура являются:1. Под воздействием знакопеременных динамических нагрузок от периодического реверса электродвигателя в металлических конструкциях электробура интенсивно нарастает прочностная усталость в местах болтовых соединений и особенно в месте соединения электробура с кабель-канатом.
Изоляция электродвигателя в тяжелых пусковых условиях периодического реверса резко ослабляется что увеличивает вероятность пробоя на корпус и существенно снижает срок ее службы. Оба указанных обстоятельства требуют применения более надежного и дорогостоящего в изготовлении двигателя.
При реверсировании двигателя вследствие замедления частоты вращения и остановки долота в момент реверса средняя частота его вращения будет снижаться и следовательно будет замедляться скорость углубки скважины т.е. будет снижаться производительность буровых работ.
Значительное время затрачивается непосредственно на реверс электробура.
Задачей изобретения является повышение эксплуатационной надежности и эффективности работы электробура.
Поставленная задача решается тем что верхний фланец корпуса электродвигателя снабжен втулкой которая посредством осевой опоры вращения соединена с невращающейся частью электробура. К нижнему фланцу корпуса электродвигателя с помощью муфты присоединяется полый цилиндр к которому крепится колонковое долото. К нижнему концу вала электродвигателя с помощью муфты присоединяется полый цилиндр к которому крепится пилот-долото.
При включении электродвигателя подвешенного на осевой опоре вращения его статор и ротор вращаются в противоположных направлениях. Вместе с ними в противоположных направлениях вращаются также колонковое и пилот-долото. Таким образом в предлагаемом электробуре пилот-долото образует сплошной забой расширяемый колонковым долотом до диаметра корпуса электробура.
Одновременное вращение ротора и статора в противоположные стороны:1) позволяет использовать реактивный момент для совершения полезной работы - разрушения породы на забое колонковым долотом;2) исключает пусковые режимы обусловленные отсутствием реверса;3) автоматически снижается абсолютная частота вращения долот что создает более благоприятный режим их работы и повышает степень использования технического ресурса заложенного в конструкции буровых долот.
Отличительные признаки нам были не известны из патентной и научно-технической информации и в связи с этим мы считаем что заявленное нами техническое решение является новым.
Заявленная совокупность существенных и отличительных признаков является неизвестной для данной отрасли и это позволяет нам сделать вывод что техническое решение соответствует критерию "изобретательский уровень".
На чертеже представлен продольный разрез беструбного электробура. В него входят: корпус электродвигателя 1 с укрепленной на его верхнем корпусе фланце 2 втулки 3 полый вал ротора 4 осевая опора вращения (подшипник) 5 переводник 6 труба 7 с отверстиями 8 на ее верхнем конце разъемное соединение 9 кабель-канат 10 муфта 11 внутренний вал 12 пилот-долота пилот-долото 13 внешний вал 14 колонкового долота муфта 15 колонковое долото 16 вал 17 с лопастями токоподвод 18 токоподводящие кольца 19 (три штуки) отверстия 20 на нижнем конце внутреннего вала 12 пилот-долота герметизирующие сальники 21 лубрикатор 22 шламоуловитель выполненный в виде шлaмосборной трубы 23 опоры вращения 24 корпус электробура 25.
При включении электробура его внутренний и внешний валы 12 и 14 вращаются в противоположные стороны уравновешивая взаимно свои реактивные моменты вращения для чего необходимо и достаточно выполнить два условия:- должны быть равны между собой моменты инерции масс вращающихся в разные стороны;- должны быть уравновешены тормозные моменты возникающие на пилот-долоте 13 и колонковом долоте 16.
Устройство работает следующим образом.
Электробур спускается в скважину на кабель-канате 10 намотанном на барабане подъемной лебедки. Перед соприкосновением пилот-долота 13 и колонкового долота 16 с забоем включается электродвигатель и электробур осторожно опускается на забой скважины создается осевая нагрузка на долота и начинается бурение.
Частицы разрушенной породы (шлам) выносятся из-под долот с забоя скважины потоком промывочной жидкости выходящей из промывочных отверстий пилот-долота 13 и отверстий 20 на внутреннем валу. Шлам с промывочной жидкостью поднимается по кольцевому пространству между электробуром и стенками скважины до верхнего конца шламосборной трубы 23 и вследствие снижения скорости восходящего потока (из-за увеличения площади сечения кольцевого пространства выше ее верхнего конца) оседает в ней. Очищенная от шлака жидкость поднимается до отверстий 8 трубы 7 ниже которой в отверстии переводника 6 установлен вал 17 с лопастями (осевой насос) и прокачивается снова на забой скважины. Вал 17 укреплен на верхнем конце втулки 3 и вращается вместе с ней.
После наполнения шламосборной трубы 23 разрушенной породой электробур извлекается из скважины для очистки ее от выбуренной породы замены отработанных буровых долот и цикл бурения можно снова повторять.
Для обеспечения более полной очистки промывочной жидкости от частиц разрушенной породы отверстия 8 на трубе 7 должны быть расположены выше верхнего конца шламовой трубы 23 и чем больше будет расстояние между этими отверстиями и верхним концом шламосборной трубы тем лучше будет происходить очистка промывочной жидкости от шлама. Для нормальной работы электробура уровень промывочной жидкости в скважине всегда должен быть выше отверстий 8 в трубе 7. Для защиты электродвигателя и осевой опоры от воздействия промывочной жидкости внутренняя полость корпуса 1 заполнена маслом и снабжена лубрикатором 22.
Предлагаемый электробур можно также использовать при бурении на гибких трубах которые при большой длине колонны не могут воспринимать значительных крутящих моментов. В этом случае электробур позволяет вести бурение с использованием (для промывки забоя скважины и удаления с него шлама) аэрированной жидкости пенных систем или газового агента которые используются при вскрытии горизонтов с низким пластовым давлением на забой и уменьшения загрязнения ее естественной проницаемости. В этом случае осевой насос должен быть удален из электробура отверстия 8 на трубе 7 должны быть заглушены.
Заявленное устройство по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:-отсутствует необходимость в обеспечении реверсивным механизмом;-на кабель-канате не возникает реактивных моментов;-детали электробура не испытывают знакопеременных нагрузок;-в более благоприятных условиях работает обмотка электродвигателя;- при работе электробура в безреверсивном режиме на бурение скважины будет затрачиваться меньше времени;-более высокая эксплуатационная надежность;-срок службы электробура увеличивается;- при работе электробура на колонне из гибких труб в ней не будут возникать знакопеременные крутильные нагрузки.
Источники информации:1. Степанянц А. К. Вскрытие продуктивных пластов. М.: Недра 1968 с. 334.
Беструбный электробур включающий долото редуктор насос электродвигатель шламоуловитель разъемное соединение для замены агрегатов и кабель-канат отличающийся тем что верхний фланец корпуса электродвигателя снабжен втулкой которая посредством осевой опоры вращения соединена с верхней невращающейся частью электробура нижний фланец корпуса электродвигателя дополнен полым цилиндром к которому крепится внешний вал и колонковое долото к нижнему концу полого вала ротора электродвигателя крепится внутренний вал с пилот-долотом для разбуривания центральной части забоя скважины.
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ № 2229583
Заявка: 200213209503200213209503 29.11.2002
Дата начала отсчета срока действия патента: 29.11.2002
Опубликовано:27.05.2004
Список документов цитированных в отчете о поиске:ФОМЕНКО Ф.Н.
Бурение скважин электробуром. - М.: Недра 1974 с.114-124. SU 157942 А 26.10.1963. SU 202022 A 14.09.1967. SU 297764 А 11.03.1971. RU 2020680 С1 30.09.1994. US 4648444 A 10.03.1987.
Автор(ы): Абызбаев Б.И. (RU) Павленко В.И. (RU) Цыганенко С.М. (RU)Шафиркин Е.Б. (RU)
Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания
СЕКЦИЯ ТОКОПОДВОДА К ЭЛЕКТРОБУРУ.
Изобретение относится к электробуровой технике а именно к токоподводу электробуров предназначенных для бурения нефтегазовых скважин. Техническим результатом является повышение надежности работы кабельных секций. Секция включает бурильную трубу снабженную ниппелем и муфтой трубного замка а также кабельную секцию содержащую отрезок двухжильного кабеля оканчивающегося закрепленным на опорах в трубном замке конусным гнездом и стержнем разъемного контактного соединения. При этом разъемное контактное соединение кабельной секции выполнено в виде коаксиального разъема образованного концентрично установленными в изоляционных втулках полыми цилиндрическими проводниками которые с одной стороны подключены к жилам кабеля а с другой оканчиваются контактными наконечниками причем на входе в разъем у основания конусного сочленения гнезда со стержнем установлено цанговое зажимное устройство. 2 з.п. ф-лы 4 ил.
Изобретение относится к электробуровой технике а именно к токоподводу электробуров предназначенных для бурения нефтегазовых скважин.
Известны токоподводы к электробуру по схеме два провода - труба состоящие из секций включающих бурильные трубы снабженные ниппелем и муфтой трубного замка а также кабельные секции содержащие отрезок двухжильного кабеля оканчивающийся закрепленными на опорах в трубном замке конусным гнездом и стержнем разъемного контактного соединения [1].
Основным недостатком известных секций токоподвода является низкая надежность работы вследствие частого выхода из строя кабельных секций.
Наиболее распространенными видами повреждений кабельных секций являются (Архангельский Н.К. Совершенствование токоподвода для электробуров. В книге “Электробурение”. - М. 1964 г.);
- пробой изоляции по поверхности разъема кабельных соединений между контактными кольцами и обрыв медных токопроводящих шинок соединяющих жилы кабеля с контактными наконечниками (65%);
- пробой изоляции в местах сращивания жил кабеля с разъемными контактными соединениями (15%);
- пробой изоляции жил кабеля (5%);
- внешние механические повреждения контактных соединений (15%). Причинами перечисленных повреждений являются конструктивные недостатки у применяемых кабельных секций к числу которых относятся:
- ненадежная защита контактных соединений с помощью конусного резинового уплотнения от проникновения промывочной жидкости;
- жесткое крепление опор кабельной секции в трубном замке вследствие чего при наличии эксцентриситета между гнездом и стержнем контактного соединения в токоподводящих шинках при свинчивании труб возникает значительные механические напряжения способствующие разрушению шинок под действием возбуждаемых при бурении динамических нагрузок;
- применение в контактных соединениях шинок прямоугольного сечения что приводит к созданию в разъеме неоднородного электрического поля облегчающего пробой изоляции;
- резкое изменение поперечного сечения промывочного канала в бурильных трубах в местах крепления кабельных секций в результате чего создаются условия для возникновения кавитации и внешнего повреждения под ее воздействием контактного соединения;
- относительно большое поперечное сечение кабельной секции в связи с чем потеря напора промывочной жидкости в бурильных трубах достигает 50%.
Наиболее близкой из известных секций токоподвода к предлагаемой является муфта кабельной секции токоподвода электробура [2].
В этом изобретении для исключения пробоя в контактном соединении гнездо кабельной секции снабжено камерой заполненной жидким диэлектриком который как утверждают авторы должен вытесняться из камеры в процессе бурения при обжатии ее внешним гидростатическим давлением и предотвращать тем самым проникновение промывочной жидкости в разъем. Однако создаваемое внутри такой муфты противодавление не может быть больше внешнего давления промывочной жидкости из-за потерь давления на деформирование оболочки камеры и поэтому не исключается проникновение промывочной жидкости в разъем. Кроме того в этом соединении как и в других известных кабельных секциях отсутствует центрирование гнезда со стержнем при соединении труб в результате чего в конусном соединении разъема может возникать односторонний зазор который также будет способствовать проникновению жидкости внутрь разъема.
Задачей изобретения является устранение указанных выше недостатков т.е. повышение надежности работы кабельных секций.
Указанная задача решается тем что секция токоподвода к электробуру включает бурильную трубу снабженную ниппелем и муфтой трубного замка а также кабельную секцию содержащую отрезок двухжильного кабеля оканчивающегося закрепленным на опорах в трубном замке конусным гнездом и стержнем разъемного контактного соединения при этом разъемное контактное соединение кабельной секции выполнено в виде коаксиального разъема образованного концентрично установленными в изоляционных втулках полыми цилиндрическими проводниками которые с одной стороны подключены к жилам кабеля а с другой оканчиваются контактными наконечниками причем на входе в разъем у основания конусного сочленения гнезда со стержнем установлено цанговое зажимное устройство.
Опоры кабельной секции закреплены на подвижных имеющих возможность перемещения в радиальном и угловом направлениях кольцах размещенных в проточках муфты и ниппеля замка а кабельная секция выполнена на отрезке коаксиального кабеля.
Сравнение заявленных технических решений с прототипами позволяет установить их соответствие критерию “новизна”. При изучении других технических решений в данной области техники признаки отличающие данное изобретение от прототипов не были выявлены и потому они обеспечивают заявленному техническому решению соответствие критерию “существенные отличия”.
На фиг.1 показан общий вид секции токоподвода к электробуру в сборе с бурильной трубой и кабельной секцией на фиг.2 - вид на торец секции токоподвода а на фиг.3 и фиг.4 - разрезы контактного стержня и гнезда по плоскостям А-А и Б-Б.
Секция токоподвода (фиг.1 и фиг.2) включает в себя отрезок коаксиального кабеля 1 двухконтактный стержень 2 с опорой 3 образующий с коаксиальным двухконтактным гнездом 4 с опорой 5 коаксиальный разъем. Опоры 3 и 5 кабельной секции крепятся винтами к подвижной в радиальном и угловом направлениях кольцам 6 размещенным в проточках ниппеля 7 и муфты 8 трубного замка бурильных труб 9.
Контактный стержень 2 (фиг.3) содержит два концентрично установленных и изолированных между собой втулкой 10 полых цилиндрических проводников 11 и 12. При этом сквозь проводник 11 проходит внутренняя жила 13 коаксиального кабеля 1 которая на выходе из проводника 11 припаяна к торцу наконечника 14. Проводник 12 с одной стороны приварен к внешнему проводнику 15 (оплетке кабеля) а с другой стороны оканчивается наконечником 16. На втулке 10 между наконечниками 14 и 16 выполнен конус 17 а на другом конце - конусное углубление 18 сочлененное с оконечным концом кабельной изоляции. На цилиндрическом проводнике 12 закреплены изоляционная втулка 19 на которой установлена металлическая обойма 20 оканчивающаяся с одной стороны опорой 3 а на другой - свободно установлена конусная втулка 21 цангового зажима поджатая пружиной 31. Контактное гнездо 4 (фиг.2) так же как и стержень 2 содержит два концентрично установленных и изолированных между собой втулкой 22 (фиг.4) цилиндрических проводника 23 и 24 заканчивающихся контактными наконечниками 25 и 26. На проводник 24 запрессована изоляционная втулка 27 на которую насажана обойма 28 аналогичная обойме 20 но в отличие от нее имеет на конце разрезную цангу 29 расположенную над основанием конусной части втулки 27.
При свинчивании бурильных труб с помощью муфты 8 и ниппеля 7 стержень 2 одной кабельной секции входит в гнездо 4 другой секции при этом происходит центрирование гнезда и стержня за счет смещения подвижных колец 6 и соединение контактов. В конце свинчивания конусная втулка 21 отжимает цангу 29 что создает надежное уплотнение разъема. Кроме того благодаря зажиму цанги 29 и установке кабельной секции на подвижных кольцах 6 стержень 2 в момент соединения не проворачивается в гнезде что исключает появление в контактном соединении скручивающих усилий.
Стержень 2 и гнездо 4 отсоединяются от кабеля при ремонтах снятием изоляции и отсоединением жил кабеля от проводников разъема в местах обозначенных позицией 30.
Источники информации
Авторское свидетельство СССР №202022 Е 21 В 1702 1967.
Фоменко Ф.Н. Бурение скважин электробуром. - М.: Недра 1974 с. 116 рис.52.
Секция токоподвода к электробуру включающая бурильную трубу снабженную ниппелем и муфтой трубного замка а также кабельную секцию содержащую отрезок двухжильного кабеля оканчивающегося закрепленным на опорах в трубном замке конусным гнездом и стержнем разъемного контактного соединения отличающаяся тем что разъемное контактное соединение кабельной секции выполнено в виде коаксиального разъема образованного концентрично установленными в изоляционных втулках полыми цилиндрическими проводниками которые с одной стороны подключены к жилам кабеля а с другой оканчиваются контактными наконечниками причем на входе в разъем у основания конусного сочленения гнезда со стержнем установлено цанговое зажимное устройство.
Секция по п.1 отличающаяся тем что опоры закреплены на подвижных имеющих возможность перемещения в радиальном и угловом направлениях кольцах размещенных в проточках муфты и ниппеля замка.
Секция по п.1 отличающаяся тем что кабельная секция выполнена на отрезке коаксиального кабеля.
Заявка:200711375703 12.04.2007
Дата начала отсчета срока действия патента: 12.04.2007
Опубликовано:27.10.2008
Список документов цитированных в отчете опоиске:RU 2228420 С2 10.05.2004. SU 127744 А 01.01.1960. SU 1467154 A1 23.03.1989. SU 1472613 A1 15.04.1989. SU 1716067 A1 29.02.1992. SU 1761934 A1 15.09.1992. SU 1794270 A3 07.02.1993. RU 2209912 C1 10.08.2003. US 3837412 A 24.09.1974. SU 5301759 A 12.04.1994.
Адрес для переписки: 199106 Санкт-Петербург В.О. 21 линия 2 СПГГИ(ТУ) патентный отдел пат.пов. А.П.Яковлеву рег. № 314
Автор(ы):Загривный Эдуард Анатольевич (RU) Рудаков Виктор Викторович (RU)Стародед Сергей Сергеевич (RU) Гаврилов Юрий Александрович (RU)
ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИЙ КОЛОНКОВЫЙ БУРОВОЙ СНАРЯД
Изобретение относится к горной промышленности в частности к колонковым буровым снарядам на грузонесущем кабеле. Снаряд содержит источник питания с системой управления погружной асинхронный трехфазный электродвигатель ротор которого соединен с колонковой трубой с коронкой статор соединенный с верхней трубой и упругий элемент жестко связанный с кабельным замком с одной стороны и ротором электродвигателя с другой. Источник питания обмоток снабжен однофазным мостовым выпрямителем ротор погружного асинхронного трехфазного электродвигателя выполнен с одной парой явно выраженных полюсов а одна фазная статорная обмотка последовательно соединена с мостовым однофазным выпрямителем на выход которого по постоянному току подключены последовательно соединенными между собой концами две другие фазные обмотки образующие одну пару полюсов с возможностью фиксации ротора со статором упругим элементом в начальном положении при котором продольная ось симметрии ротора совпадает с продольной осью симметрии электромагнитного поля образованного двумя последовательно включенными обмотками статора. Обеспечивает возможность формирования знакопеременного момента на частотах в диапазоне 20-50 Гц при существенно меньших углах поворота ротора относительно статора с сохранением средней скорости движения рабочего инструмента относительно забоя. 3 ил.
Изобретение относится к горной промышленности в частности к колонковым буровым снарядам на грузонесущем кабеле и может быть использовано в составе мобильного бурового комплекса для очистки призабойных зон нефтяных газовых и водозаборных скважин от песка и других отложений. Может применяться для взятия донных проб озер рек морей и океанов бурения ледников а также для вскрытия продуктивных пластов с полным отбором керна в режиме депрессии.
Известен колонковый электромеханический буровой снаряд для очистки фильтровой зоны продуктивного пласта и обсадных труб скважины патент РФ №2209912 МПК Е21В 404 опубл. 10.08.2003 Бюл. №22. Снаряд содержит колонковую трубу соединенную нижним торцом со сменной буровой коронкой керноприемную трубу размещенный в шламовой трубе сетчатый фильтр редуктор с полым валом связанный с валом электродвигателя насос и кабельный замок на верхнем торце кабельного узла. Для извлечения упавших предметов на забой скважины и очистки фильтровой зоны продуктивного пласта и обсадных труб скважины он при демонтаже сменной буровой коронки снабжен соединенными через переходник с нижним торцом колонковой трубы съемными ловильной насадкой или насадками для очистки. Насос закреплен на удлиненном валу электродвигателя между редуктором и электродвигателем. Контактные поверхности распорного узла воспринимающего реактивный момент выполнены в виде роликов. Недостатками данного устройства являются наличие редуктора и управляемого распорного устройства что усложняет конструкцию и снижает надежность работы устройства а также делает снаряд неработоспособным при слабопрочных породах (например бурение донных морских скважин в илистых грунтах) и при наличии каверн в скважинах большого диаметра.
Известен колонковый буровой снаряд с электрическим приводом по патенту РФ №2228420 МПК Е21В 404 опубл. 10.05.2004 Бюл. №13 принятый за прототип.
Электромеханический колонковый динамически уравновешенный буровой снаряд на грузонесущем кабеле содержит погружной асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором статорные обмотки которого образуют одну пару полюсов систему управления роторную часть с колонковой трубой и буровой коронкой и статорную часть с трубой удлинителем и упругим элементом жестко связанным с кабельным замком с одной стороны и ротором электродвигателя с другой систему шламоудаления включающую в себя насосный узел фильтр керноприемную и шламовую трубы. Недостатками этого бурового снаряда являются относительная сложность источника питания и системы управления а именно трехфазного преобразователя частоты сложность формирования знакопеременного момента на частотах более 5-8 Гц необходимость применения упругого элемента (торсиона) допускающего значительные знакопеременные углы закручивания так как при диаметре буровой коронки до 100 мм для получения средней скорости резания 2-3 мс при частоте менее 10 Гц углы закручивания торсиона составляют 150° и более что является нереализуемым при современных технологиях.
Техническим результатом изобретения является устранение указанных недостатков т.е. использование относительно простых источников питания и системы управления обеспечивающих возможность формирования знакопеременного момента на частотах в диапазоне 20-50 Гц при существенно меньших углах поворота ротора относительно статора с сохранением средней скорости движения рабочего инструмента относительно забоя.
Технический результат достигается тем что электромеханический колонковый буровой снаряд содержащий источник питания с системой управления погружной асинхронный трехфазный электродвигатель ротор которого соединен с колонковой трубой с коронкой статор соединенный с верхней трубой и упругий элемент жестко связанный с кабельным замком с одной стороны и ротором электродвигателя с другой согласно изобретению источник питания обмоток снабжен однофазным мостовым выпрямителем ротор погружного асинхронного трехфазного электродвигателя выполнен с одной парой явно выраженных полюсов а одна фазная статорная обмотка последовательно соединена с мостовым однофазным выпрямителем на выход которого по постоянному току подключены последовательно соединенными между собой концами две другие фазные обмотки образующие одну пару полюсов с возможностью фиксации ротора со статором упругим элементом в начальном положении при котором продольная ось симметрии ротора совпадает с продольной осью симметрии электромагнитного поля образованного двумя последовательно включенными обмотками статора
Изобретение поясняется чертежами где на фиг.1 приведена схема электромеханического колонкового бурового снаряда на фиг.2 приведена схема включения трехфазной обмотки статора образующей одну пару полюсов ротор с явно выраженной парой полюсов на фиг.3 приведена схема включения обмоток статора.
Электромеханический колонковый буровой снаряд (фиг.1) содержит грузонесущий кабель 1 который закреплен в кабельном замке 2. Упругий элемент 3 (торсион) одним концом соединен с кабельным замком 2 а другим - с ротором 4 электродвигателя который другим концом соединен с колонковой трубой 5 на которую крепится буровая коронка 6. Статор 7 электродвигателя расположен в верхней трубе 8. В устройстве имеется два подшипниковых узла 9 и 10. Система шламоудаления расположена в колонковой трубе (на чертеже условно не показана). Элементы 2 7 8 образуют статорную часть бурового снаряда а 4 5 6 - его роторную часть.
Электрическая часть бурового снаряда содержит источник питания систему управления (на чертежах не показана) мостовой однофазный выпрямитель 11 (фиг.2 3). В качестве источника питания используется однофазный преобразователь частоты 12. Мостовой однофазный выпрямитель 11 подключен к однофазному преобразователю частоты 12 через статорную обмотку B-Y а последовательно соединенные клеммами "X" и "Z" фазные обмотки статора А-Х и C-Z подключены на выход по постоянному току однофазного мостового выпрямителя 11. В качестве электромеханического преобразователя электрической энергии в возвратно-вращательные движения режущего элемента используется погружной асинхронный трехфазный электродвигатель статорные обмотки которого образуют одну пару полюсов а ротор 4 выполнен с одной парой явно выраженных полюсов. Ротор 4 электродвигателя фиксируется со статором 7 упругим элементом (торсионом) 3 в начальном положении при котором продольная ось симметрии ротора 4 совпадает с осью симметрии магнитного поля образованного двумя последовательно включенными обмотками А-Х и C-Z статора.
Электромеханический колонковый буровой снаряд работает следующим образом. При подаче переменного напряжения на клеммы 13 и 14 (фиг.2) по фазной обмотке B-Y протекает переменный ток а по фазным обмоткам А-Х и C-Z - выпрямленный постоянный ток. При протекании тока по обмотке B-Y в первый полупериод в направлении совпадающем с направлением тока в обмотках А-Х и С-Z ось симметрии результирующего электромагнитного поля совпадает с осью O1-O1 и ротор 4 под действием возникающего электромагнитного момента поворачивается против часовой стрелки в положение при котором ось O1-O1совпадает с продольной осью ротора О-О. В следующий полупериод протекающего по обмотке B-Y тока ось результирующего электромагнитного поля займет положение по оси О2-О3. Под действием возникающего электромагнитного момента ротор 4 поворачивается по часовой стрелке в положение при котором ось O2-O1совпадает с продольной осью ротора О-О.
Таким образом теоретически возможный угол поворота ротора 4 при питании схемы переменным током составляет 60 градусов (3).
При постановке снаряда на забой и подаче на статорные обмотки электродвигателя напряжения формирующего знакопеременный электромагнитный момент статор и ротор совершают возвратно-вращательные движения в противоположных направлениях. При работе на резонансной частоте электромеханической системы амплитуды колебаний имеют максимальные значения а сумма моментов вращения действующая на эти части равна нолю т.е. буровой снаряд является динамически уравновешенным.
Теоретический угол поворота буровой коронки относительно неподвижных осей связанных с Землей определяется выражением:
гдеП=60 град - теоретически допустимый угол поворота ротора относительно статора; J1- момент инерции статорной части; J2- момент инерции роторной части.
В реальных конструкциях J1=(5÷10)J2. Так например при J1=5J2угол поворота буровой коронки равен
При заполнении колонковой трубы керном снаряд поднимается на поверхность отделяя при этом с помощью кернорвательного устройства керн от массива.
Таким образом электромеханический колонковый буровой снаряд при замене трехфазного преобразователя частоты однофазным преобразователем частоты с меньшим числом силовых ключей позволяет формировать знакопеременный момент на частотах в диапазоне 20÷50 Гц с сохранением средней скорости движения рабочего инструмента (буровой коронки диметром до 100 мм) 2÷3 мс относительно забоя при этом углы закручивания торсиона составляют 20÷40 град что вполне реализуемо при современных технологиях.
Электромеханический колонковый буровой снаряд содержащий источник питания с системой управления погружной асинхронный трехфазный электродвигатель ротор которого соединен с колонковой трубой с коронкой статор соединенный с верхней трубой и упругий элемент жестко связанный с кабельным замком с одной стороны и ротором электродвигателя с другой отличающийся тем что источник питания обмоток снабжен однофазным мостовым выпрямителем ротор погружного асинхронного трехфазного электродвигателя выполнен с одной парой явно выраженных полюсов а одна фазная статорная обмотка последовательно соединена с мостовым однофазным выпрямителем на выход которого по постоянному току подключены последовательно соединенными между собой концами две другие фазные обмотки образующие одну пару полюсов с возможностью фиксации ротора со статором упругим элементом в начальном положении при котором продольная ось симметрии ротора совпадает с продольной осью симметрии электромагнитного поля образованного двумя последовательно включенными обмотками статора.

Секция токопровода к электробуру.docx

(21) (22) Заявка:200213209503200213209503 29.11.2002
(24)начала отсчета срока действия патента:29.11.2002
(45) Опубликовано:27.05.2004
(56) Список документов цитированных в отчете опоиске:ФОМЕНКО Ф.Н. Бурение скважин электробуром. - М.: Недра 1974 с.114-124. SU 157942 А 26.10.1963. SU 202022 A 14.09.1967. SU 297764 А 11.03.1971. RU 2020680 С1 30.09.1994. US 4648444 A 10.03.1987.
(72) Автор(ы):Абызбаев Б.И. (RU)Павленко В.И. (RU)Цыганенко С.М. (RU)Шафиркин Е.Б. (RU)
(73) Патентообладатель(и):Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (RU)
(54)СЕКЦИЯ ТОКОПОДВОДА К ЭЛЕКТРОБУРУ
Изобретение относится к электробуровой технике а именно к токоподводу электробуров предназначенных для бурения нефтегазовых скважин. Техническим результатом является повышение надежности работы кабельных секций. Секция включает бурильную трубу снабженную ниппелем и муфтой трубного замка а также кабельную секцию содержащую отрезок двухжильного кабеля оканчивающегося закрепленным на опорах в трубном замке конусным гнездом и стержнем разъемного контактного соединения. При этом разъемное контактное соединение кабельной секции выполнено в виде коаксиального разъема образованного концентрично установленными в изоляционных втулках полыми цилиндрическими проводниками которые с одной стороны подключены к жилам кабеля а с другой оканчиваются контактными наконечниками причем на входе в разъем у основания конусного сочленения гнезда со стержнем установлено цанговое зажимное устройство. 2 з.п. ф-лы 4 ил.
Изобретение относится к электробуровой технике а именно к токоподводу электробуров предназначенных для бурения нефтегазовых скважин.
Известны токоподводы к электробуру по схеме два провода - труба состоящие из секций включающих бурильные трубы снабженные ниппелем и муфтой трубного замка а также кабельные секции содержащие отрезок двухжильного кабеля оканчивающийся закрепленными на опорах в трубном замке конусным гнездом и стержнем разъемного контактного соединения [1].
Основным недостатком известных секций токоподвода является низкая надежность работы вследствие частого выхода из строя кабельных секций.
Наиболее распространенными видами повреждений кабельных секций являются (Архангельский Н.К. Совершенствование токоподвода для электробуров. В книге “Электробурение”. - М. 1964 г.);
- пробой изоляции по поверхности разъема кабельных соединений между контактными кольцами и обрыв медных токопроводящих шинок соединяющих жилы кабеля с контактными наконечниками (65%);
- пробой изоляции в местах сращивания жил кабеля с разъемными контактными соединениями (15%);
- пробой изоляции жил кабеля (5%);
- внешние механические повреждения контактных соединений (15%). Причинами перечисленных повреждений являются конструктивные недостатки у применяемых кабельных секций к числу которых относятся:
- ненадежная защита контактных соединений с помощью конусного резинового уплотнения от проникновения промывочной жидкости;
- жесткое крепление опор кабельной секции в трубном замке вследствие чего при наличии эксцентриситета между гнездом и стержнем контактного соединения в токоподводящих шинках при свинчивании труб возникает значительные механические напряжения способствующие разрушению шинок под действием возбуждаемых при бурении динамических нагрузок;
- применение в контактных соединениях шинок прямоугольного сечения что приводит к созданию в разъеме неоднородного электрического поля облегчающего пробой изоляции;
- резкое изменение поперечного сечения промывочного канала в бурильных трубах в местах крепления кабельных секций в результате чего создаются условия для возникновения кавитации и внешнего повреждения под ее воздействием контактного соединения;
- относительно большое поперечное сечение кабельной секции в связи с чем потеря напора промывочной жидкости в бурильных трубах достигает 50%.
Наиболее близкой из известных секций токоподвода к предлагаемой является муфта кабельной секции токоподвода электробура [2].
В этом изобретении для исключения пробоя в контактном соединении гнездо кабельной секции снабжено камерой заполненной жидким диэлектриком который как утверждают авторы должен вытесняться из камеры в процессе бурения при обжатии ее внешним гидростатическим давлением и предотвращать тем самым проникновение промывочной жидкости в разъем. Однако создаваемое внутри такой муфты противодавление не может быть больше внешнего давления промывочной жидкости из-за потерь давления на деформирование оболочки камеры и поэтому не исключается проникновение промывочной жидкости в разъем. Кроме того в этом соединении как и в других известных кабельных секциях отсутствует центрирование гнезда со стержнем при соединении труб в результате чего в конусном соединении разъема может возникать односторонний зазор который также будет способствовать проникновению жидкости внутрь разъема.
Задачей изобретения является устранение указанных выше недостатков т.е. повышение надежности работы кабельных секций.
Указанная задача решается тем что секция токоподвода к электробуру включает бурильную трубу снабженную ниппелем и муфтой трубного замка а также кабельную секцию содержащую отрезок двухжильного кабеля оканчивающегося закрепленным на опорах в трубном замке конусным гнездом и стержнем разъемного контактного соединения при этом разъемное контактное соединение кабельной секции выполнено в виде коаксиального разъема образованного концентрично установленными в изоляционных втулках полыми цилиндрическими проводниками которые с одной стороны подключены к жилам кабеля а с другой оканчиваются контактными наконечниками причем на входе в разъем у основания конусного сочленения гнезда со стержнем установлено цанговое зажимное устройство.
Опоры кабельной секции закреплены на подвижных имеющих возможность перемещения в радиальном и угловом направлениях кольцах размещенных в проточках муфты и ниппеля замка а кабельная секция выполнена на отрезке коаксиального кабеля.
Сравнение заявленных технических решений с прототипами позволяет установить их соответствие критерию “новизна”. При изучении других технических решений в данной области техники признаки отличающие данное изобретение от прототипов не были выявлены и потому они обеспечивают заявленному техническому решению соответствие критерию “существенные отличия”.
На фиг.1 показан общий вид секции токоподвода к электробуру в сборе с бурильной трубой и кабельной секцией на фиг.2 - вид на торец секции токоподвода а на фиг.3 и фиг.4 - разрезы контактного стержня и гнезда по плоскостям А-А и Б-Б.
Секция токоподвода (фиг.1 и фиг.2) включает в себя отрезок коаксиального кабеля 1 двухконтактный стержень 2 с опорой 3 образующий с коаксиальным двухконтактным гнездом 4 с опорой 5 коаксиальный разъем. Опоры 3 и 5 кабельной секции крепятся винтами к подвижной в радиальном и угловом направлениях кольцам 6 размещенным в проточках ниппеля 7 и муфты 8 трубного замка бурильных труб 9.
Контактный стержень 2 (фиг.3) содержит два концентрично установленных и изолированных между собой втулкой 10 полых цилиндрических проводников 11 и 12. При этом сквозь проводник 11 проходит внутренняя жила 13 коаксиального кабеля 1 которая на выходе из проводника 11 припаяна к торцу наконечника 14. Проводник 12 с одной стороны приварен к внешнему проводнику 15 (оплетке кабеля) а с другой стороны оканчивается наконечником 16. На втулке 10 между наконечниками 14 и 16 выполнен конус 17 а на другом конце - конусное углубление 18 сочлененное с оконечным концом кабельной изоляции. На цилиндрическом проводнике 12 закреплены изоляционная втулка 19 на которой установлена металлическая обойма 20 оканчивающаяся с одной стороны опорой 3 а на другой - свободно установлена конусная втулка 21 цангового зажима поджатая пружиной 31. Контактное гнездо 4 (фиг.2) так же как и стержень 2 содержит два концентрично установленных и изолированных между собой втулкой 22 (фиг.4) цилиндрических проводника 23 и 24 заканчивающихся контактными наконечниками 25 и 26. На проводник 24 запрессована изоляционная втулка 27 на которую насажана обойма 28 аналогичная обойме 20 но в отличие от нее имеет на конце разрезную цангу 29 расположенную над основанием конусной части втулки 27.
Устройство работает следующим образом.
При свинчивании бурильных труб с помощью муфты 8 и ниппеля 7 стержень 2 одной кабельной секции входит в гнездо 4 другой секции при этом происходит центрирование гнезда и стержня за счет смещения подвижных колец 6 и соединение контактов. В конце свинчивания конусная втулка 21 отжимает цангу 29 что создает надежное уплотнение разъема. Кроме того благодаря зажиму цанги 29 и установке кабельной секции на подвижных кольцах 6 стержень 2 в момент соединения не проворачивается в гнезде что исключает появление в контактном соединении скручивающих усилий.
Стержень 2 и гнездо 4 отсоединяются от кабеля при ремонтах снятием изоляции и отсоединением жил кабеля от проводников разъема в местах обозначенных позицией 30.
Источники информации
Авторское свидетельство СССР №202022 Е 21 В 1702 1967.
Фоменко Ф.Н. Бурение скважин электробуром. - М.: Недра 1974 с. 116 рис.52.
Секция токоподвода к электробуру включающая бурильную трубу снабженную ниппелем и муфтой трубного замка а также кабельную секцию содержащую отрезок двухжильного кабеля оканчивающегося закрепленным на опорах в трубном замке конусным гнездом и стержнем разъемного контактного соединения отличающаяся тем что разъемное контактное соединение кабельной секции выполнено в виде коаксиального разъема образованного концентрично установленными в изоляционных втулках полыми цилиндрическими проводниками которые с одной стороны подключены к жилам кабеля а с другой оканчиваются контактными наконечниками причем на входе в разъем у основания конусного сочленения гнезда со стержнем установлено цанговое зажимное устройство.
Секция по п.1 отличающаяся тем что опоры закреплены на подвижных имеющих возможность перемещения в радиальном и угловом направлениях кольцах размещенных в проточках муфты и ниппеля замка.
Секция по п.1 отличающаяся тем что кабельная секция выполнена на отрезке коаксиального кабеля.

График совмещ. давлений.cdw

Долота.docx

Поиск документов в системе: Поиск на текущей странице: "Ctr+F
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТПО СТАНДАРТИЗАЦИИ МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
РАЗРАБОТАН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 261 «Материалы и оборудование для нефтяной и газовой промышленности» (ОАО «НПО «Буровая техника» - ВНИИ БТ)
ВНЕСЕН Госстандартом России
ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации метрологии и сертификации (протокол № 23 от 22 мая 2003 г.)
За принятие проголосовали:
Наименование государства
Наименование национального органа по стандартизации
Азербайджанская Республика
Госстандарт Республики Беларусь
Республика Казахстан
Госстандарт Республики Казахстан
Кыргызская Республика
Российская Федерация
Республика Таджикистан
Главгосслужба «Туркменстандартлары»
Республика Узбекистан
Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 7 октября 2003 г. № 281-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 20692-2003 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 июля 2004 г.
Rollerbits.Specifications
Датавведения2004-07-01
Настоящий стандарт распространяется на шарошечные долота для сплошного бурения скважин.
Требования изложенные в разделах3-5(кроме 5.2) разделах6-8 являются обязательными.
Обязательные требования обеспечивающие безопасность работы с шарошечными долотами изложены в4.4-4.6.
В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 9.032-74Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Группы технические требования и обозначения
ГОСТ 15.309-98Система разработки и постановки продукции на производство. Испытания и приемка выпускаемой продукции. Основные положения
ГОСТ 164-90Штангенрейсмасы. Технические условия
ГОСТ 577-68Индикаторы часового типа с ценой деления 001 мм. Технические условия
ГОСТ 3242-79Соединения сварные. Методы контроля качества
ГОСТ 7918-75 Замки для геолого-разведочных бурильных труб диаметром 50 мм. Технические условия
ГОСТ 14192-96Маркировка грузов
ГОСТ 15150-69Машины приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории условия эксплуатации хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 28487-90 Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн. Профиль. Размеры. Допуски*
* На территории Российской Федерации действуетГОСТ Р 50864-96Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн. Профиль размеры технические требования.
Классификация и основные размеры
1Долота следует изготовлять следующих видов:
III- трехшарошечные.
2Долота следует изготовлять следующих типов:
М - со стальными зубьями для бурения мягких пород;
МЗ - с твердосплавными зубками для бурения мягких абразивных пород;
МС - со стальными зубьями для бурения мягких пород с пропластками средней твердости;
МСЗ - с твердосплавными зубками для бурения мягких абразивных пород с пропластками средней твердости;
С - со стальными зубьями для бурения пород средней твердости;
СЗ - с твердосплавными зубками для бурения абразивных пород средней твердости;
СТ - со стальными зубьями для бурения пород средней твердости с пропластками твердых;
Т - со стальными зубьями для бурения твердых пород;
ТЗ - с твердосплавными зубками для бурения твердых абразивных пород;
ТК - со стальными зубьями и твердосплавными зубками для бурения твердых пород с пропластками крепких;
ТКЗ - с твердосплавными зубками для бурения твердых абразивных пород с пропластками крепких;
К - с твердосплавными зубками для бурения крепких пород;
ОК - с твердосплавными зубками для бурения очень крепких пород.
3По расположению и конструкции промывочных и продувных узлов (каналов) долота следует изготовлять с:
центральной промывкой - Ц;
боковой гидромониторной промывкой - Г;
комбинированной промывкой - ЦГ;
центральной продувкой - П;
боковой продувкой - ПГ.
4Опоры шарошек следует изготовлять на:
подшипниках с телами качения и одном или более упорных подшипниках скольжения или без упорных подшипников скольжения - В;
подшипниках с телами качения и одном или более упорных подшипниках скольжения и герметизацией опоры - ВУ;
одном радиальном и одном или более упорных подшипниках скольжения (остальные подшипники с телами качения) - Н;
одном радиальном и одном или более упорных подшипниках скольжения (остальные подшипники с телами качения) и герметизацией опоры - НУ;
двух или более радиальных подшипниках скольжения с одним или более упорным подшипником скольжения - А;
двух или более радиальных подшипниках скольжения с одним или более упорным подшипником скольжения и герметизацией опоры - АУ.
5Основные размеры долот и обозначения присоединительной резьбы должны соответствовать указанным на рисунке1и в таблице1.
Примечание- Рисунок не определяет конструкцию долота.
Размеры в миллиметрах
Диаметр упорного уступаDl
Обозначение присоединительной резьбы
772; 1960; 203*; 2159
* Для корпусных долот с муфтовой присоединительной резьбой.
Размеры в скобках указаны для долот с укороченной резьбой.
По заказу потребителя допускается изготовление долот с размерами отличными от указанных.
Долота с опорами А и В следует изготовлять: сD=мм сDотмм до 3200мм сDот (3492 ± 15) мм до (3937 ± 15) мм; сD4445 мм20 мм.
Пример условного обозначениятрехшарошечного долота диаметром 2159 мм для бурения абразивных пород средней твердости (СЗ) с боковой гидромониторной промывкой (Г) на двух или более радиальных подшипниках скольжения с одним или более упорным подшипником скольжения и герметизацией опоры (АУ):
Долото шарошечноеIII2159 СЗ-ГАУ ГОСТ 20692-2003
Технические требования
1Долота следует изготовлять в соответствии с требованиями настоящего стандарта по рабочим чертежам утвержденным в установленном порядке.
2Точность изготовления долот должна соответствовать значениям указанным в таблице2.
Наименование параметра
Норма точности для долот диаметрами не более
от 760 до 984 включ.
св. 984 до 1714 включ.
св. 1714 до 2508 включ.
св. 2508 до 3111 включ.
св. 3111 до 3492 включ.
св. 3492 до 3937 включ.
св. 3937 до 4900 включ.
Разновысотность шарошек относительно упорного уступа
Радиальное биение шарошек относительно оси резьбы
3Долота следует изготовлять с правой конической замковой резьбой.
Резьбы З-42 и З-635 - по техническому документу утвержденному в установленном порядке.
Резьба З-50 - по ГОСТ 7918.
Остальные резьбы (кроме величины натяга) - по ГОСТ 28487.
4Натяг конической замковой резьбы должен быть:
35+04мм - для ниппельной резьбы З-42;
00+04мм - для ниппельной резьбы З-50;
00+04мм - для ниппельной резьбы З-635;
875мм - для ниппельных резьб З-88 З-117 З-121 З-152 З-171 З-177 З-201;
мм - для муфтовых резьб З-88 З-117 З-121 З-152 З-171 З-177 З-201.
5Система промывки гидромониторных долот диаметрами 1905 мм и более должна быть герметична при давлении жидкости 785 МПа; диаметрами менее 1905 мм - при давлении жидкости 5 МПа.
6Насадки в гидромониторных долотах с боковой промывкой диаметрами 1905 мм и более должны удерживаться при давлении жидкости 785 МПа; диаметрами менее 1905 мм - при давлении жидкости 5 МПа. Насадки должны быть сменными.
7В сварных швах на поверхностях упорного уступа ниппеля и на расстоянии 25 мм над упорным уступом ниппеля не допускаются дефекты сварки на остальной резьбовой части ниппеля допускаются единичные поры и раковины диаметром не более 1 мм в количестве не более 3на каждом шве. На резьбовой части корпусных долот допускаются единичные поры и раковины диаметром не более 2 мм в количестве до 5 шт.
8Требования к материалам химико-термической обработке комплектующим краскам смазкам должны соответствовать нормативной и технической документации утвержденной в установленном порядке.
9Поверхность долот кроме присоединительной резьбы упорного уступа ниппеля (упорного торца муфты) торца ниппеля и заходной фаски должна быть покрыта ровным слоем краски. После высыхания краска должна прочно удерживаться на долоте. Класс покрытияVII- поГОСТ 9.032.
10Поры вздутия мелкие пузыри и выступания коррозии через краску а также попадание краски на присоединительную резьбу упорный уступ клапаны в отверстия крышек смазочных резервуаров промывочные каналы гидромониторных долот не допускаются.
11Присоединительная резьба должна быть покрыта антикоррозионной смазкой.
12Опоры шарошек должны быть заполнены смазкой. Заполнение смазкой долот с опорой НУ следует проводить до появления смазки из-под манжеты. Долота с опорами АУ и ВУ перед заполнением смазкой вакуумируют.
13Шарошки долот с опорами АУ НУ ВУ должны проворачиваться на опорах от руки со значительным усилием. Шарошки долот с опорами Н В А должны свободно и плавно проворачиваться на опорах от усилий руки.
Зацепление зубьев или зубков одной шарошки за зубья или зубки а также за корпус другой шарошки не допускается.
14Пружинное кольцо компенсационного узла долота должно заходить по всему периметру в канавку и не иметь повреждений а крышка не должна проворачиваться от руки.
15Требования надежности
15.1Срок сохраняемости долот - не менее 18 мес со дня изготовления.
16.1В комплект поставки входят: долото с установленными насадками и (или) клапанами а также паспорт долота.
По согласованию с потребителем допускается поставка долот без насадок.
17.1Маркировка долот должна быть четкой и сохраняться на протяжении срока службы долота.
17.2На торце ниппеля (пояске муфты) маркируются:
- товарный знак предприятия-изготовителя;
- условное обозначение долота (допускается обозначение стандарта не маркировать);
- обозначение присоединительной резьбы (по требованию потребителя);
- порядковый номер долота по системе нумерации предприятия-изготовителя;
- дата изготовления (месяц год);
- клеймо технического контроля.
Примечание- Допускается маркирование товарного знака предприятия-изготовителя на других поверхностях долота.
18.1Поверхность присоединительной резьбы включая упорный уступ ниппеля (упорный торец муфты) торец ниппеля и заходную фаску должна быть полностью покрыта ровным слоем консервационной смазки по технической документации утвержденной в установленном порядке.
18.2Долота упаковывают в соответствии с технической документацией утвержденной в установленном порядке.
По согласованию с потребителем допускается не упаковывать долота при этом должна быть обеспечена защита присоединительной резьбы.
Каждое долото должно сопровождаться паспортом содержащим:
- наименование продукции;
- наименование страны-изготовителя;
- наименование предприятия-изготовителя;
- область применения продукции;
- основные технические характеристики;
- изображение знака соответствия для сертифицированной продукции;
- юридический адрес предприятия-изготовителя (продавца);
- дату изготовления;
- кодIADC(по требованию потребителя).
1Для контроля соответствия долот требованиям настоящего стандарта предприятие-изготовитель должно проводить приемосдаточные испытания поГОСТ 15.309.
2Объем выборки при приемосдаточных испытаниях: 100 % - по354.24.4-4.64.9-4.144.16-4.18; 10 % - по4.7.
1Контроль размеров долот следует проводить с применением универсальных или специальных средств измерений.
2Диаметр долот следует контролировать с помощью предельных калибров-колец.
3Разновысотность шарошек относительно упорного уступа радиальное биение шарошек относительно оси резьбы следует контролировать по техническому документу утвержденному в установленном порядке с помощью специальных контрольных приспособлений штангенрейсмаса поГОСТ 164 индикатора часового типа поГОСТ 577с ценой деления 001 мм.
4Натяг присоединительной резьбы следует контролировать резьбовыми калибрами по техническому документу утвержденному в установленном порядке. При этом поверхность резьбы должна быть тщательно очищена а на поверхность резьбы должен быть нанесен тонкий слой жидкого масла.
5Герметичность системы промывки и крепления насадок следует контролировать опрессовкой долот с уплотнением по упорному уступу ниппеля (упорному торцу муфты) в течение 20 с на гидравлическом стенде.
6Методы контроля сварных швов - поГОСТ 3242.
7Контроль маркировки окраски долот наличие смазки ниппеля и в опорах отсутствия сколов наплавленного слоя у долот со стальными зубьями расколотых или имеющих частичные сколы твердосплавных зубков также по4.16-4.18проводят визуально.
Транспортирование и хранение
1Транспортирование долот должно осуществляться любым видом транспорта с соблюдением правил перевозки действующих на этих видах транспорта при условии защиты долот от атмосферных осадков и механических повреждений.
2Транспортная маркировка - поГОСТ 14192.
3Долота следует хранить в сухих закрытых помещениях. Группа условий хранения - 6 (ОЖ2) поГОСТ 15150.
Указания по эксплуатации
1Соединение долота с бурильной трубой должно осуществляться с использованием специального приспособления имеющего конфигурацию долота и машинного ключа обеспечивающих сохранность долота при навинчивании.
Гарантии изготовителя
1Изготовитель должен гарантировать соответствие долот требованиям настоящего стандарта при соблюдении правил транспортирования хранения и эксплуатации.
Обозначение присоединительной резьбы по
настоящему стандарту
Ключевые слова:шарошечные долота сплошное бурение скважин разновысотность шарошек радиальное биение шарошек

эл.бур.docx

(21) (22) Заявка:560950 16.11.1956
(45) Опубликовано:01.01.1958
(71) Заявитель(и):Бобко И.Д.Добрушин Б.З.Каган С.Я.Мазкин П.П.Фоменко Ф.Ш.
(72) Автор(ы):Бобко И.Д.Добрушин Б.З.Каган С.Я.Мазкин П.П.Фоменко Ф.Ш.
(54)Электробур для бурения скважин
Щ.ЩбЯ ! 1О е"тентвиrsxsasrrrgg f0
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ
П. П. Мазнин Ф Н. Фоменко И. Д. Бобко С. Я. Каган и Б. 3 Добрушин
ЭЛЕКТРОБУР ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
Заявлено 16 ноября 1956 г. за № 56095022 в Комитет по делам изобретений и открытий при Совете Министров СССР
Изобретение относится к электробурам для бурения скважин с помощью долот которые устанавливают в процессе бурения в непосредственной близости от долота.
Известные конструкции электробуров отличаются значительной сложностью и длиной что затрудняет бурение наклонных скважин.
Предлагаемый электробур в значительной мере свободен от этих недостатков что достигается выполнением ротора электробура из вала с цельнокованными секциями роторов насаженных на вал причем нижняя секция снабжена резьбой для соединения с долотом и укреплена и двух радиальных подшипниках. Кроме того для передачи осевых усилий нижняя секция ротора снабжена промежуточными подшипниками а клетка ротора выполнена в виде полузакрытого паза с навальцовкой металла ротора на медный стержень заложенный в паз.
На фиг. 1 показан предлагаемый бесшпиндельный электробур в разрезе; на фиг- 2 в” то же в другом варианте исполнения; на фиг. 3 в” то же в третьем варианте исполнения.
Предлагаемый электробур включает в себя следующие основные узлы и детали: корпус 1 секции статора 2 немагнитные пакеты 8 обмотки 4 статора полый вал 5 цельноксвгнные пакеты б ротора нижний пакет 7 ротора радиально-упорная пята 8 промежуточный радиальный подшипник 9 лубрикаторное устройство 10 лубрикатор 11 жидкого масла лубрикатор 12 густого масла резиновая диафрагма 18 кожух 14 пружины 15 и 1б обратный клапан 17 подвижный реохорд 18 контактный ползун 19 кабельный ввод 20 реохорда сальники 21 и 22 лубрикатор 28 обратные клапаны 24 и 25 верхний соединительный корпус 2б кабельный ввод 27 электробура переводник 28 под элеватор и переводник 29 под долото.
Бесшпиндельный электробур представляет собой забойную буровую машину предназначенную для бурения скважин.
Статор двигателя аналогичен конструкции существующих двигателей и состоит из корпуса 1 соответствующего количества (в зависимо 118085 сти от мощности двигателя) секций 2 активного железа и такого же количества немагнитных пакетов 8 расположенных между секциями. Обмотка 4 двигателя выполняется изолированной прямоугольной или круглой медью Нижняя лобовая часть обмотки скрыта верхняя лобовая часть в” вынесена за пределы торца корпуса на величину необходимую для удобства пайки и .изоляции мест соединения. Ротор электродвигателя состоит из полого вала 5 с насаженными на него соответ"твующим количеством цельнокованных пакетов б. Нижний пакет 7 ротора выполнен в виде удлиненной наставки а так как он смонтирован в мощной радиально-упорной пяте 8 то одновременно служит и валом шпинделя передающим осевые нагрузки долоту. Верхний конец наставки при помощи неподвижного соединения (шлицевого резьбового или др.) жестко связан с валом ротора двигателя и опирается на промежуточный радиальный подшипник 9. В промежутках между пакетами ротора также расположены радиальные шариковые подшипники 9 которые опираются на немаг-: пакеты статора.
Клетка ротора может иметь полузакрытые пазы с завальцсванными в них медными стержнями а также может быть покрыта по наружному диаметру пакета слоем меди толщиной 08 в” 12 мм. Покрытие может быть осуществлено путем шоопирования или гальванопластики.
Внутренняя полость двигателя заполнена изоляционным маслом которое находится под давлением превышающим гидростатическое давление окружающей среды. Защита двигателя от воздействия окружающей среды осуществляется с помощью лубрикаторного устройства 10 при помощи которого создается в двигателе избыточное давление что компенсирует расход масла во время работы двигателя а также температурное изменение объема масла.
Лубрикаторное устройство состоит из двух независимо работающих лубрикаторов расположенных в одном цилиндре. В верхней части цилиндра расположен лубрикатор 11 жидкого масла полость которого соединена с полостью двигателя а в нижней части расположен лубрикатор 12 густого масла связанный с полостью верхнего сальника. Отделение лубрикатора от внешней среды осуществляется с помощью резиновой диафрагмы 18 герметически соединенной с корпусом лубрикаторного устрой"тва.
Внутренняя полость диафрагмы соединена с запоршневым пространством лубрикаторов (со стороны пружин) и заполнена маслом. С внешней стороны диафрагма контактирует с промывочной жидкостью От механических повреждений диафрагма защищена кожухом 14.
Необходимое избыточное давление в двигателе обеспечивается усилием пружин 15 и 1б действующих на поршни лубрикаторов. При тепловом расширении избыток масла из двигателя сбрасывается в раствор через обратный клапан 17. Расход масла из двигателя контролируется при помощи измерительного устройства состоящего из неподвижного реохорда 18 и контактного ползуна 19 который при .изменении положения поршня перемещается по реохорду. По величине сопротивления реохорды определяют количество масла находящегося в электродвигателе. Для удобства измерения выводные концы реохорд соединены с кабелем ввода 20 реохорда.
Уплотнение верхнего и нижнего концов вала двигателя осуществляется сальниками 21 и 22 каждый из которых состоит из двух пар торцового уплотнения. Полость между торцовыми парами сальника соединена с лубрикаторами. Полость верхнего сальника соединена с лубрикатором 12 а полость нижнего сальника соединена с лубрикаторс.".
нижнего сальника расположенного в нижней части наставки ротора.
Заполнение электродвигателя маслом осуществляется через обратные клапаны 24 и 2а расположенные в корпусе статора и в верхнем соединительном корпусе 26.
Для подвода электроэнергии к двигателю электробур снабжен кабельным вводом 27.
В верхней части электробур имеет переводник 28 под элеватор заканчивающийся ниппелем замка к которому присоединяются бурильные трубы а в нижней в” переводником 29 для присоединения долота.
Второй вариант конструкции безшпиндельного электробура (см. фиг. 2) отличается от первого тем что упорная пята расположена в его верхней части. В этом случае осевые усилия передаются с верхнего соединительного корпуса через упорную пяту все цельнокованные секции ротора и далее на долото.
Третий вариант отличается от второго расположением обоих сальников двигателя с нижней стороны для чего применена специальная центральная труба 80. Такое исполнение дает возможность производить осмотр и ремонт сальника без разборки верхней части машины.
Электробур для бурения скважин отлич а ющи и ся тем что с целью укорочения электробура и использования его для наклонного направленного бурения скважин ротор электробура выполнен из вала с цельнокованными секциями роторов насаженных на вал причем нижняя секция снабжена резьбой для соединения с долотом.
Форма выполнения ротора по п. 1 отли ч ающ а яся тем что нижняя секция ротора с целью восприятия внешних изгибающих усилий укреплена в двух радиальных подшипниках а для передачи осевых усилий снабжена промежуточными подшипниками беговые кольца которых воспринимают и передают осевое усилие через секции роторов на упорную пяту состоящую из ню кольких радиально-упорных или упорных подшипников.
Форма выполнения ротора по пп. 1 и 2 отличающаяся тем что с целью уменьшения пульсационных потерь клетка ротора выполнена в виде полузакрытого паза с навальцовкой металла ротора на медный стержень заложенный в паз.
Форма выполнения электробура по п. 1 отл ича ющая ся применением в нижней его части упорной пяты.
Видоизменение формы клетки ротора по п. 3 отличающе ес я тем что с целью упрощения и удешевления клетки она выполнена путем нанесения методом шоопирования или гальванопластикой слоя меди на поверхность цилиндра вала без образования пазов.

Чертеж.cdw

1. Отрезок каоксиального кабеля.
Двухконтактный стержень
Каоксиальное двухконтактное гнездо
Муфта трубного замка
Статор с якорной обмоткой
Ротор с магнитными полюсами
Корпус тиристорного комутатора
Разъемное соединение
Внутренний вал пилот-долота
Внешний вал колонкового долота
Токоподводящее кольцо
Герметизирующие сальники
Упругий элемент (торсион)
Ротор электродвигателя
Статор электродвигателя
Авторское свидетельство №2229583
Авторское свидетельство №2191243
Авторское свидетельство №2321717
Авторское свидетельство №2337225

Беструбный эл.бур.docx

(21) (22) Заявка:200010999403 18.04.2000
(24)начала отсчета срока действия патента:18.04.2000
(43)публикации заявки:27.12.2000
(45) Опубликовано:20.10.2002
(56) Список документов цитированных в отчете опоиске:СТЕПАНЯНЦ А.К. Вскрытие продуктивных пластов. - М.: Недра 1968 с.334. SU 120475 А 13.07.1959. SU 139629 А 12.10.1961. SU 349786 A 04.09.1972. SU 1472613 A1 15.04.1989.
Адрес для переписки:169300 г. Ухта ул. Первомайская 13 УГТУ патентная группа НИЧ
(71) Заявитель(и):Ухтинский государственный технический университет
(72) Автор(ы):Бондарев Б.П.Кузнецов В.А.
(73) Патентообладатель(и):Ухтинский государственный технический университет
(54)БЕСТРУБНЫЙ ЭЛЕКТРОБУР
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности а именно к устройствам для бурения и расширения скважин электробуром на кабель-канате. Сущность изобретения заключается в том что верхний фланец корпуса электродвигателя электробура снабжен втулкой которая посредством осевой опоры вращения соединена с верхней невращающейся частью электробура нижний фланец корпуса электродвигателя дополнен полым цилиндром к которому крепится внешний вал и колонковое долото к нижнему концу полого вала ротора электродвигателя крепится внутренний вал с пилот-долотом для разбуривания центральной части забоя скважины. Изобретение позволяет повысить эксплуатационную надежность и эффективность работы электробура. 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности а именно к устройствам для бурения и расширения скважин электробуром на кабель-канате.
Наиболее близким техническим решением к изобретению является устройство для бурения скважин на кабель-канате с местной промывкой т.е. без выхода промывочной жидкости на дневную поверхность в котором реактивный момент снимается путем использования инерции корпуса бурильного агрегата разгоняемого попеременно в обе стороны до определенной наперед заданной скорости реверсированием погружного электродвигателя с поверхности.
Этот электробур спущенный на забой скважины способен разрушать породу вращающимся долотом при нагрузке равной весу агрегата. Долото приводится в действие электродвигателем через понижающий редуктор. Агрегат снабжен двухступенчатым центробежным насосом шламовой трубой для сбора выбуренной породы [1].
Недостатками этого электробура являются:1. Под воздействием знакопеременных динамических нагрузок от периодического реверса электродвигателя в металлических конструкциях электробура интенсивно нарастает прочностная усталость в местах болтовых соединений и особенно в месте соединения электробура с кабель-канатом.
Изоляция электродвигателя в тяжелых пусковых условиях периодического реверса резко ослабляется что увеличивает вероятность пробоя на корпус и существенно снижает срок ее службы. Оба указанных обстоятельства требуют применения более надежного и дорогостоящего в изготовлении двигателя.
При реверсировании двигателя вследствие замедления частоты вращения и остановки долота в момент реверса средняя частота его вращения будет снижаться и следовательно будет замедляться скорость углубки скважины т.е. будет снижаться производительность буровых работ.
Значительное время затрачивается непосредственно на реверс электробура.
Задачей изобретения является повышение эксплуатационной надежности и эффективности работы электробура.
Поставленная задача решается тем что верхний фланец корпуса электродвигателя снабжен втулкой которая посредством осевой опоры вращения соединена с невращающейся частью электробура. К нижнему фланцу корпуса электродвигателя с помощью муфты присоединяется полый цилиндр к которому крепится колонковое долото. К нижнему концу вала электродвигателя с помощью муфты присоединяется полый цилиндр к которому крепится пилот-долото.
При включении электродвигателя подвешенного на осевой опоре вращения его статор и ротор вращаются в противоположных направлениях. Вместе с ними в противоположных направлениях вращаются также колонковое и пилот-долото. Таким образом в предлагаемом электробуре пилот-долото образует сплошной забой расширяемый колонковым долотом до диаметра корпуса электробура.
Одновременное вращение ротора и статора в противоположные стороны:1) позволяет использовать реактивный момент для совершения полезной работы - разрушения породы на забое колонковым долотом;2) исключает пусковые режимы обусловленные отсутствием реверса;3) автоматически снижается абсолютная частота вращения долот что создает более благоприятный режим их работы и повышает степень использования технического ресурса заложенного в конструкции буровых долот.
Отличительные признаки нам были не известны из патентной и научно-технической информации и в связи с этим мы считаем что заявленное нами техническое решение является новым.
Заявленная совокупность существенных и отличительных признаков является неизвестной для данной отрасли и это позволяет нам сделать вывод что техническое решение соответствует критерию "изобретательский уровень".
На чертеже представлен продольный разрез беструбного электробура. В него входят: корпус электродвигателя 1 с укрепленной на его верхнем корпусе фланце 2 втулки 3 полый вал ротора 4 осевая опора вращения (подшипник) 5 переводник 6 труба 7 с отверстиями 8 на ее верхнем конце разъемное соединение 9 кабель-канат 10 муфта 11 внутренний вал 12 пилот-долота пилот-долото 13 внешний вал 14 колонкового долота муфта 15 колонковое долото 16 вал 17 с лопастями токоподвод 18 токоподводящие кольца 19 (три штуки) отверстия 20 на нижнем конце внутреннего вала 12 пилот-долота герметизирующие сальники 21 лубрикатор 22 шламоуловитель выполненный в виде шлaмосборной трубы 23 опоры вращения 24 корпус электробура 25.
При включении электробура его внутренний и внешний валы 12 и 14 вращаются в противоположные стороны уравновешивая взаимно свои реактивные моменты вращения для чего необходимо и достаточно выполнить два условия:- должны быть равны между собой моменты инерции масс вращающихся в разные стороны;- должны быть уравновешены тормозные моменты возникающие на пилот-долоте 13 и колонковом долоте 16.
Устройство работает следующим образом.
Электробур спускается в скважину на кабель-канате 10 намотанном на барабане подъемной лебедки. Перед соприкосновением пилот-долота 13 и колонкового долота 16 с забоем включается электродвигатель и электробур осторожно опускается на забой скважины создается осевая нагрузка на долота и начинается бурение.
Частицы разрушенной породы (шлам) выносятся из-под долот с забоя скважины потоком промывочной жидкости выходящей из промывочных отверстий пилот-долота 13 и отверстий 20 на внутреннем валу. Шлам с промывочной жидкостью поднимается по кольцевому пространству между электробуром и стенками скважины до верхнего конца шламосборной трубы 23 и вследствие снижения скорости восходящего потока (из-за увеличения площади сечения кольцевого пространства выше ее верхнего конца) оседает в ней. Очищенная от шлака жидкость поднимается до отверстий 8 трубы 7 ниже которой в отверстии переводника 6 установлен вал 17 с лопастями (осевой насос) и прокачивается снова на забой скважины. Вал 17 укреплен на верхнем конце втулки 3 и вращается вместе с ней.
После наполнения шламосборной трубы 23 разрушенной породой электробур извлекается из скважины для очистки ее от выбуренной породы замены отработанных буровых долот и цикл бурения можно снова повторять.
Для обеспечения более полной очистки промывочной жидкости от частиц разрушенной породы отверстия 8 на трубе 7 должны быть расположены выше верхнего конца шламовой трубы 23 и чем больше будет расстояние между этими отверстиями и верхним концом шламосборной трубы тем лучше будет происходить очистка промывочной жидкости от шлама. Для нормальной работы электробура уровень промывочной жидкости в скважине всегда должен быть выше отверстий 8 в трубе 7. Для защиты электродвигателя и осевой опоры от воздействия промывочной жидкости внутренняя полость корпуса 1 заполнена маслом и снабжена лубрикатором 22.
Предлагаемый электробур можно также использовать при бурении на гибких трубах которые при большой длине колонны не могут воспринимать значительных крутящих моментов. В этом случае электробур позволяет вести бурение с использованием (для промывки забоя скважины и удаления с него шлама) аэрированной жидкости пенных систем или газового агента которые используются при вскрытии горизонтов с низким пластовым давлением на забой и уменьшения загрязнения ее естественной проницаемости. В этом случае осевой насос должен быть удален из электробура отверстия 8 на трубе 7 должны быть заглушены.
Заявленное устройство по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:- отсутствует необходимость в обеспечении реверсивным механизмом;- на кабель-канате не возникает реактивных моментов;- детали электробура не испытывают знакопеременных нагрузок;- в более благоприятных условиях работает обмотка электродвигателя;- при работе электробура в безреверсивном режиме на бурение скважины будет затрачиваться меньше времени;- более высокая эксплуатационная надежность;- срок службы электробура увеличивается;- при работе электробура на колонне из гибких труб в ней не будут возникать знакопеременные крутильные нагрузки.
Источники информации1. Степанянц А. К. Вскрытие продуктивных пластов. М.: Недра 1968 с. 334.
Беструбный электробур включающий долото редуктор насос электродвигатель шламоуловитель разъемное соединение для замены агрегатов и кабель-канат отличающийся тем что верхний фланец корпуса электродвигателя снабжен втулкой которая посредством осевой опоры вращения соединена с верхней невращающейся частью электробура нижний фланец корпуса электродвигателя дополнен полым цилиндром к которому крепится внешний вал и колонковое долото к нижнему концу полого вала ротора электродвигателя крепится внутренний вал с пилот-долотом для разбуривания центральной части забоя скважины.

patent-2337225.pdf

(21) (22) : 200711375703 12.04.2007
(45) : 27.10.2008 . 30
: RU 2228420 2 10.05.2004. SU 127744
01.1960. SU 1467154 A1 23.03.1989. SU
72613 A1 15.04.1989. SU 1716067 A1
02.1992. SU 1761934 A1 15.09.1992. SU
94270 A3 07.02.1993. RU 2209912 C1
08.2003. US 3837412 A 24.09.1974. SU
FOR INTELLECTUAL PROPERTY
PATENTS AND TRADEMARKS
ABSTRACT OF INVENTION
(21) (22) Application: 200711375703 12.04.2007
Zagrivnyj Ehduard Anatol'evich (RU)
Rudakov Viktor Viktorovich (RU)
Staroded Sergej Sergeevich (RU)
Gavrilov Jurij Aleksandrovich (RU)
(24) Effective date for property rights: 12.04.2007
(45) Date of publication: 27.10.2008 Bull. 30
FIELD: electr mining.
SUBSTANCE: assembly contains power supply
asynchronous three-phase electric motor rotor of
which is connected to core tube with crown
stator connected with top tube and elastic
element that is rigidly fixed with cable lock on
one side and electric motor rotor on the other.
Source of windings power supply is equipped with
motor is made with one pair of explicit poles
phase stator winding
connected with bridge single-phase rectifier to
the outlet of which by direct current two other
connected between each other ends which form one
pair of poles with the possibility of rotor
initial position at which longitudinal axis of
rotor symmetry coincides with longitudinal axis
of symmetry of electromagnet field formed by two
serially connected stator windings.
EFFECT: provides possibility of formation of
sign-changing moment at low frequencies at
considerably smaller angles of rotor turn in
relation to stator with preservation of average
speed of working tool motion in relation to bottomhole.
(54) ELECTROMECHANICAL CORE DRILLING ASSEMBLY
Gosudarstvennoe obrazovatel'noe uchrezhdenie
vysshego professional'nogo obrazovanija
Sankt-Peterburgskij gosudarstvennyj gornyj
institut imeni G.V. Plekhanova (tekhnicheskij
9106 Sankt-Peterburg V.O. 21 linija 2
SPGGI(TU) patentnyj otdel pat.pov.
A.P.Jakovlevu reg. 314
J1=(5÷10)J2. J1=5J2

Методичка ТиТБНиГС для Бурения.docx

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
государственное АВТОНОМНОЕ образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Курсовое проектирование по дисциплине
«Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов специальности 130504.65 «Бурение нефтяных и газовых скважин»
Методическое пособие
Бурение нефтяных и газовых скважин: методические указания по курсовому проектированию для студентов специальности 130504.65 «Бурение нефтяных и газовых скважин» всех форм обучения сост. Тойб Р.Р. Никитенко В.Ю. Милосердов Е.Е. – Красноярск: ИПЦ СФУ 2012. 46 с.
Изучение курса «Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин» завершается выполнением курсового проекта. Цель курсового проектирования – закрепление и углубление знаний полученных при теоретическом изучении курса.
Курсовой проект составляется на бурение и заканчивание нефтяных газовых разведочных и поисковых скважин для конкретных геолого-технических условий в соответствии с заданием которое выдается каждому индивидуально студенту (см. приложение). Задания подобраны на основе реальных геологический условий Сибирского федерального округа (кроме варианта 11).
Проект должен быть разработан с учетом современных достижений техники и технологии бурения нефтяных и газовых скважин и должен носить конкретных характер. Следует избегать общих рассуждений т подробного описания стандартного оборудования и инструмента. Вместе с тем выбранные инженерные решения должны быть обоснованы техническими расчетами а также при возможности примерами из практики.
Курсовой проект состоит из пояснительной записки графического материала и приложений.
Проект выполняется на листах формата А4 и А1 в печатном виде. Оформление работы выполняется согласно действующего стандарта организации «Система менеджмента качества. Общие требования к построению изложению и оформлению документов учебной деятельности» СТО 4.2-07-2012.
Проект представляется для проверки в установленные согласно графика сдачи курсового проекта сроки. Защита проекта производится после возвращения его преподавателем с пометкой «К защите».
К проверке и защите принимается проект выполненный только по своему варианту.
Выбор конструкции призабойного участка скважины
Конструкция скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи т.е. достижение проектной глубины вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине включая ее использование в системе разработки месторождения.
Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза способа бурения назначения скважины способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов.
Исходные данные для проектирования конструкции скважины включают следующие сведения:
назначение и глубина скважины;
проектный горизонт и характеристика породы-коллектора;
геологический разрез в месте заложения скважины с выделением зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород по интервалам;
диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр скважины если спуск эксплуатационной колонны не предусмотрен.
Порядок проектирования конструкции скважины на нефть и газ следующий:
Выбор конструкции призабойного участка скважины.
Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:
обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;
задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт обеспечивающий длительную безводную добычу;
изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;
защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.
Решение всех этих задач в совокупности усложняется большим разнообразием конкретных условий. В зависимости от строения залежи литологического состава породы-коллектора его устойчивости в стенках скважины пластового давления насыщенности продуктивного пласта нефтью или газом применяются различные схемы вскрытия. Все их можно свести к трем основным типовым схемам:
Схема 1 - спуск эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта с последующей установкой потайной колонны после вскрытия пласта или оставление открытого ствола если порода-коллектор достаточно устойчива в стенках скважины;
Схема 2 - спуск эксплуатационной колонны после вскрытия продуктивного пласта и проведение манжетного цементирования колонны выше кровли пласта;
Схема 3 - спуск эксплуатационной колонны после достижения проектной глубины и ее цементирование от нижнего конца с перекрытием всей продуктивной толщи.
Каждая из указанных типовых схем имеет свои преимущества и области применения. Схема 1 позволяет обеспечить наиболее благоприятные условия при вскрытии продуктивного пласта но может быть применена лишь в однопластовой залежи сравнительно небольшой толщины (до 15-20 м) без подошвенных вод. Схема 2 позволяет сохранить неизменный диаметр скважины при вскрытии продуктивного пласта но также применяется в случае однопластовой залежи без подошвенных вод. Схема 3 пригодна в сложном геологическом разрезе с многопластовой залежью и водоносными пропластками. Эта схема наиболее опасна для продуктивных пластов из рассмотренных так как не обеспечивает их защиты от проникновения цементного раствора и его вредного влияния на проницаемость коллектора.
Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска.
С этой целью строится график изменения коэффициента аномальности пластовых давлений и индекса давлений поглощения .
На основании данных изменения коэффициентов и выделяются зоны с несовместимыми условиями бурения (условия в двух смежных зонах несовместимы если для перехода к разбуриванию нижней из них или состав бурового раствора нужно изменять так что это приведет к возникновению осложнений в верхней зоне).
Для разбуривания пород в зонах с несовместимыми условиями бурения необходимо нормировать величину относительной плотности бурового раствора () которая определяется по формуле (1).
где - плотность бурового раствора кгм; -плотность воды кгм.
Опасность возникновения осложнений (поглощений газонефтепроявлений нарушений устойчивости горных пород) сводится к минимуму при соблюдении следующего условия:
где - коэффициент аномального пластового давления.
Приступить к разбуриванию нижерасположенной зоны можно если надежно изолировать предыдущие горизонты путем спуска обсадной колонны и цементирования заколонного пространства тампонажным раствором.
Необходимая величина нормируется с соблюдением следующих условий:
а) условие предупреждения притока пластовых флюидов
где - коэффициент резерва: = 110÷115 в скважинах глубиной до 1200 м; = 105÷110 в скважинах глубиной 1200-2500 м и = 104÷107 в скважинах глубиной более 2500 м;
б) условие предупреждения поглощения бурового раствора
где - относительная эквивалентная плотность столба бурового раствора равная; - индекс давления поглощения. Относительная эквивалентная плотность определяется по формуле (5):
где - градиент гидродинамического давления в кольцевом пространстве на участке от устья до глубины H; - избыточное давление в кольцевом пространстве у устья.
Предварительно выбранный вариант конструкции скважины удовлетворяющий только условиям бурения с учетом пластовых давлений и давлений при которых возможны осложнения должен быть откорректирован с учетом других существенных факторов: наличие в разрезе неустойчивых трещиноватых или многолетнемерзлых пород хемогенных отложений необходимость установки противовыбросового оборудования и др.
Так если в районах распространения многолетнемерзлых пород встречаются интервалы в которых твердые минеральные частицы сцементированы только льдом всю толщу таких пород перекрывают кондуктором башмак которого устанавливается ниже границы мерзлоты не менее чем на 100 м в устойчивой породе с положительной температурой.
Для предотвращения растворения солей возможен вариант когда надсолевая толща перекрывается одной а хемогенная толща - другой обсадными колоннами.
В случае наличия в разрезе скважины пластов имеющих нефтегазоводопроявления на рассматриваемую колонну должно быть установлено противовыбросовое оборудование башмак ее следует устанавливать на такой глубине чтобы в случае возникновения нефтегазоводопроявления при дальнейшем углублении и выброса бурового раствора из скважины породы залегающие ниже башмака не могли быть разорваны тем высоким давлением которое придется создать для глушения проявления.
Ориентировочно глубина спуска кондуктора (если принять давление газа у башмака его равным пластовому) и минимальная глубина спуска промежуточной колонны (Н м) для безопасного вскрытия пластов может быть рассчитана из выражения (6):
где - пластовое давление на глубине h МПа - градиент давления разрыва пласта (ориентировочно для газовых скважин эта величина равна = 002 МПам и требует уточнения для каждой залежи).
В последнее время все большее распространение получает схема вскрытия продуктивного пласта горизонтальной скважиной. В этом случае направляющий участок горизонтальной скважины до кровли продуктивного пласта закрепляется эксплуатационной колонной а конечный интервал горизонтальной скважины располагающийся в продуктивном пласте в большинстве случаев (устойчивый коллектор) остается открытым либо закрепляется перфорированной потайной колонной (хвостовиком). В редких случаях при проведении гидроразрыва пласта может быть спущена и зацементирована потайная колонна с последующей ее перфорацией в заданных интервалах.
После определения требуемого количества обсадных колонн необходимо уточнить глубину спуска каждой колонны. Если ниже спущенной колонны будут вскрываться пласты с АВПД глубина спуска уточняется с таким расчетом чтобы были перекрыты интервалы слабых пород в которых возможен гидроразрыв после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины.
Обоснование выбора диаметра эксплуатационной колонны и согласование диаметров обсадных колонн и долот.
Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины если спуск обсадной колонны проектом не предусмотрен. Как было указано выше диаметр эксплуатационной колонны устанавливается геологической службой заказчика строительства в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств (воронка УЭЦН и т.д.) намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.
Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в добывающих скважинах приведены в таблице (1).
Таблица 1 - Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн
Суммарный дебит мсут
Ориентировочный диаметр мм
Ориентировочный дебит мм
При выборе диаметра эксплуатационной колонны опорных параметрических структурных поисковых и разведочных скважин следует предусмотреть диаметр 114 или 127 мм. Исключение составляют скважины которые могут стать продуктивными.
В газовых добывающих скважинах эксплуатационную колонну желательно предусматривать диаметром 178 мм а для скважин сложной конструкции 168 или 146 мм.
При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632-80 на обсадные трубы (19 типоразмеров от 1143 до 5080 мм) и ГОСТ 20692-80 на шарошечные долота (39 типоразмеров) а также сведениями о номенклатуре долот выпускаемых отечественной промышленностью и зарубежными фирмами.
Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентированным радиальным зазором который определен в зависимости от диаметра обсадной колонны (табл. 2).
Таблица 2 - Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны
Номинальный диаметр обсадной колонны мм
Разность диаметров 2 мм
Номинальный диаметр обсадной колоны мм
Расчетный диаметр долота определяется по формуле (7).
где - зазор между стенками ствола скважины и диаметром муфты мм; Dм– диаметр муфты обсадной колонны мм.
Затем по расчетному диаметру находится ближайший нормализованный диаметр долота в соответствии с ГОСТ 20692-80 на шарошечные долота.
Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны через которую это долото должно свободно пройти:
где - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы обычно принимается =5÷10мм (причем нижний предел - для труб малого диаметра).
По известному внутреннему диаметру - обсадной трубы с использованием ГОСТ 632-80 подыскивается нормализованный диаметр обсадной колонны и выявляется наибольшая допустимая толщина стенки трубы.
Так как в ГОСТ 632-80 нормализован наружный диаметр обсадных труб и для каждого размера установлено по несколько толщин стенки трубы внутренний диаметр может варьировать в широких пределах:
где и - внутренний и наружный диаметры обсадной трубы мм; -толщина стенки трубы мм.
Разработанная конструкция скважины представляется на схеме которая оформляется по общепринятой форме. На схеме наружные диаметры обсадных колонн указываются в миллиметрах у верхнего их конца. Если в конструкции предусмотрено использование потайной колонны то ее принято пунктирной линией подводить к поверхности и здесь указывать ее наружный диаметр. Глубины спуска обсадных колонн показывают в метрах у нижнего конца каждой колонны. Диаметр ствола скважины в миллиметрах определяется по диаметру долот которые будут использоваться в соответствующем интервале и на схеме показывается у правого конца стрелки проведенной до стенки ствола скважины. На схеме также должна быть указана глубина до уровня подъема цементного раствора за колонной.
При оценке сложности конструкции скважины их подразделяют на одно- двух- трехколонные и т.д. В подсчете количества колонн принято учитывать только промежуточные и эксплуатационные обсадные колонны; направление кондуктор и потайная колонна в продуктивном пласте при этом не учитываются.
Выбор интервалов цементирования.
От башмака обсадной колонны до устья цементируются: кондукторы во всех скважинах; промежуточные и эксплуатационные колонны в разведочных поисковых параметрических опорных и газовых скважинах; промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной свыше 3000 м; на участке длиной не менее 500 м от башмака промежуточной колонны в нефтяных скважинах глубиной до 3000 м (при условии перекрытия тампонажным раствором всех проницаемых и неустойчивых пород).
Интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах может быть ограничен участком от башмака до сечения расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей промежуточной колонны.
Все обсадные колонны в скважинах сооружаемых в акваториях цементируются по всей длине.
Пример. При бурении скважины на глубине Н = 1800 м предполагается вскрыть газоносный горизонт с пластовым давлением = 21 МПа причем в разрезе скважины отсутствуют водоносные горизонты. Требуется найти минимальную глубину спуска промежуточной колонны для безопасного вскрытия пластов представляющих опасность выброса.
Решение. Принимая градиент разрыва пластов = 002МПам по формуле (6) находим:
Окончательная глубина спуска колонны устанавливается с учетом других факторов.
Пример. Пусть задан диаметр эксплуатационной колонны = 1461мм.
Рассчитать двухколонную конструкцию скважины.
Рассчитанная конструкция скважины представлена на схеме (рисунок 1).
Рисунок 1 - Схема к примеру
Решение. Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 (см. табл. ) =166 мм.
Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:
где =20 мм (см. табл. 2).
Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80:
Внутренний расчетный диаметр промежуточной колонны:
Нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 = 2191 мм с максимально допустимой толщиной стенки (= 89 мм; наружный диаметр муфты = 2445 мм (см. табл. 2).
Расчетный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну:
где зазор 2 = 25мм по табл. 2.
Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80
= 2699 мм > 2695 мм.
Внутренний расчетный диаметр кондуктора = 2699 + 15 = 2849 мм.
Нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 (см. табл. 2) = 3239 мм с максимально допустимой толщиной стенки =14 мм Наружный диаметр муфты =3510 мм.
Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:
где зазор 2= 40 мм в соответствии с табл. 2.
Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор по ГОСТ 20692-80:
Внутренний расчетный диаметр направления:
Нормализованный диаметр обсадных труб для направления по ГОСТ 632-80 (см. табл. 2) мм с максимально допустимой толщиной стенки = 10 мм; наружный диаметр муфты = 4510 мм.
Пример. Обосновать конструкцию эксплуатационной скважины на нефть для условий показанных на рис. 2. продуктивный горизонт в интервале 4000-4100 м представлен неоднородной неустойчивой толщей. Согласно условиям требуется селективный отбор нефти. Продуктивная толща вскрывается до подошвы перекрывается эксплуатационной колонной цементируется с последующей перфорацией. Проектный дебит - 35 мсутки.
Решение. Диаметр эксплуатационной колонны согласно табл. принимается равным 1143 мм. Согласно ГОСТ - 638-80 выбираются безмуфтовые трубы ОГ-1м (см. табл. 2).
Число и глубина спуска обсадных колонн согласно рисунка 2.
эксплуатационная колоннадо 4100 м.
промежуточная 2до 3300 м.
промежуточная 1до 2000 м.
Определяются диаметры обсадных колонн и долот:
диаметр долота под эксплуатационную колонну по формуле (8):
Выбираем долото = 1397мм.
внутренний диаметр промежуточной колонны 2 определяется по формуле (8):
Выбираем обсадную колонну безмуфтовую ОГ-1м (табл. 2):
диаметр долота под промежуточную колонну 2 будет равен:
внутренний диаметр промежуточной колонны 1 составит:
Выбираем обсадную колону безмуфтовую ОГ-1м:
диаметр долота под промежуточную колону 1 равен:
внутренний диаметр кондуктора составит:
Выбираем обсадную муфтовую колонну:
диаметр долота под кондуктор составит:
Интервалы цементирования: кондуктор и промежуточные колонны цементируются от башмака до устья а эксплуатационная колонна от башмака до отметки 1900 м. Конструкция скважины показана на рисунке 2.
594034290Рисунок 2 – Совмещенный график давлений и запроектированная конструкция скважины.
Обосновать требуемое количество обсадных колонн и глубины их спуска; обосновать выбор диаметра эксплуатационной колонны; обосновать диаметры последующих обсадных колонн; обосновать выбор диаметров долот; обосновать выбор диаметров цементирования.
В специальной части рассмотреть оборудование применяемое в технологии бурения нефтяных и газовых скважин дать классификацию данного оборудования выполнить основные расчеты на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
По результатам проведённых расчетов построить геолого-технический наряд (плакат формата А1) на строительство скважины по примеру:
Таблица 3 – Пример геолого-технического наряда
Стратиграфический разрез
Литологический разрез
Категория твердости и абразивности
Осложнения при бурении
Конструкция скважины высота подъёма цементного раствора
Выбор буровой установки
Выбор буровых установок по транспортабельности осуществляется с учетом рельефа местности горно-геологических условий бурения глубины скважины категории горных пород по буримости способа разрушения горной породы возможных скоростей бурения расстояния между скважинами состояния ремонтной службы амортизационных расходов охраны окружающей среды и недр в целях обеспечения высокой экономической эффективности буровых работ.
Параметр «допускаемая нагрузка на крюке» характеризует предельно допустимое значение нагрузки на крюке которое не может быть превышено при выполнении любых технологических операций в процессе всего цикла строительства скважины (вертикальные нагрузки от веса бурильной колонны находящейся в скважине обсадных труб спускаемых в скважину а также нагрузки возникающей при ликвидации аварий и осложнений в скважине).
Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности регламентируются соотношения в соответствии с которыми вес бурильной колонны (в воздухе) не должен превышать 06 от величины «допускаемой нагрузки» а вес обсадной колонны не более 09. Эти соотношения не противоречат принципу максимально возможного использования прочностных свойств колонн для ликвидации осложнений. Тем не менее в ряде случаев они могут стать препятствием в выборе оптимальных соотношений параметров грузоподъемного и бурового инструмента.
Параметр «условная глубина бурения скважин» в каждом конкретном случае может отличаться от указанной в табл. и в сторону уменьшения или увеличения в зависимости от типа и веса бурильных труб и компоновки бурильной колонны. Однако во всех случаях должно соблюдаться условие (10):
где - максимальный вес бурильной колонны; - условная глубина бурения; - вес 1 м бурильных труб Нм.
Тип привода выбирается в зависимости от степени обустройства конкретного региона наличия близлежащих источников электроэнергии.
Тип привода выбирается в зависимости от степени обустройства конкретного региона наличия близлежащих источников электроэнергии. Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности[G] обусловливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб или .
Пример. Вычислить глубину бурения буровой установки БУ5000320ЭР-0 () при весе 1 м бурильных труб 270 и 360 Нм.
Решение. По формуле (10):
При весе 1 м бурильных труб q=270 Нм данной установкой можно осуществлять бурение до глубины:
При весе 1 м бурильных труб q=360 Нм:
Пример. Выбрать буровую установку для бурения скважины проектной глубиной 4500 м со следующей конструкцией (табл. 6).
Таблица 6 – Конструкция скважины.
Наименование обсадной колонны
*Усредненный вес 1 м обсадной колонны.
Для бурения скважины до проектной глубины применяют бурильные трубы диаметром 127 мм УБТ длинной 150 м диаметром 178 мм(
Район буровых работ электроэнергией не обеспечен.
Решение: Вес кондуктора составит:
Вес промежуточной колонны:
Вес эксплуатационной колонны:
Вес бурильной колонны с УБТ:
Из приведенного расчета следует что наибольшую нагрузку буровая установка будет испытывать при спуске 2445 мм промежуточной колонны.
Максимальные нагрузки с учетом расхаживания будут равны:
от веса бурильной колоны:
от веса наиболее тяжелой обсадной колонны:
Для бурения данной скважины более рационально использовать установку БУ 5000320ДГУ-1 (см. табл. 4) с дизель-гидравлическим приводом поскольку нагрузка (в МН) от наиболее тяжелой обсадной колонны меньше допустимой: 2332.
Таблица 4 - Технические характеристики буровых установок «Уралмашзавод»
Допускаемая нагрузка на крюке кН
Условная глубина бурения м
Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата кВт
Расчетная мощность привода ротора кВт не более
Мощность бурового насоса кВт
Таблица 5 - Параметры буровых установок «ВЗБТ».
БУ2900175ЭП-М БУ2900175ДЭП-2 БУ2900175ДЭП-3
Расчетная мощность привода ротора кВт
Библиографический список
Тойб Р.Р. Сумароков Д.Д. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин. Курс лекций. Красноярск: Сибирский федеральный университет. 2011г.
Тойб Р.Р. Рахматуллина Г.В. Сумароков Д.Д. Неверов А.Л. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Учебное пособие. Красноярск: Сибирский федеральный университет. 2012 г.
Элияшевский И.В. Сторонский М.Н. Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. Учебное пособие для техникумов. -2-ое изд. перераб. и доп. – М.: недра 1982 г.
Ганджумян Р.А. Практические расчеты в разведочном бурении. Издание второе переработанное и дополненое. -М.: Недра. 1986 г.
Задания на курсовое проектирование:
Основные проектные данные:
Цель и назначение скважины – параметрическая;
Проектный горизонт – Ванаварская свита Vгп;
Проектная глубина – 3740 м.;
Вид скважины (тип профиля) – вертикальный;
Способ бурения – роторный ВЗД;
Специальная часть: Заколонный пакер типа ПГПМ-178: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Литологическая характеристика разреза скважины
и физико – механические свойства горных пород:
Краткое название породы
Песчаники Алевролиты Аргиллиты
Доломиты Каменная соль
Алевролиты Песчаники
Нефтеносность по разрезу скважины:
Ванаварская свита в интервале 3700-3730 м. тип коллектора поровый ожидаемая плотность флюида 791 кгм3.
Свободный дебит тыс. м3сут
Порово-каверново-трещинный
Давление по разрезу скважины:
Градиент давления МПам
Возможные осложнения по разрезу скважины:
Поглощение бурового раствора:
Максимальная интенсивность поглощения м3час
Градиент давления поглощения при вскрытии МПам
Прочие возможные осложнения:
Обвалы стенок скважины
Кавернообразование возможен прихват инструмента при поглощениях
Кавернообразование при вымывании пластовой каменной соли
Кавернообразование осыпание стенок скважины
Площадь – Берямбинская (Кежемский район Красноярского края);
Цель и назначение скважины – поисковая;
Проектный горизонт – Рифей;
Проектная глубина – 3990 м.;
Способ бурения – роторный;
Специальная часть: Пакер гидравлический типа ПРО-ЯМО-136: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Доломиты каменная соль
Алевролиты песчаники
Нефтеносность по разрезу скважины не предусмотрена.
Газ 65 Газоконденсат 00054
Газ 339 Газоконденсат 00102
Обвалы стенок скважины кавернообразование газопроявление
Кавернообразование при вымывании пластов каменной соли
Сужение ствола скважины
Обвалы стенок скважины сальникообразование нефтегазопроявление
Цель и назначение скважины – разведочная;
Проектная глубина – 3000 м.;
Способ бурения – ВЗД роторный;
Специальная часть: Отклонитель гидравлический типа КОГ-115И: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Литологическая характеристика разреза скважины
Песчаники алевролиты
Свободный дебит м3сут
Обвалы стенок скважины возможны прихваты инструмента
Кавернообразование за счёт вымывания пластов каменной соли возможны прихваты инструмента при поглощениях
Сужение ствола скважины сальникообразование прихват инструмента
Площадь – Ванкорская (Туруханский район Красноярского края Ванкорское месторождение);
Цель и назначение скважины – добыча нефти эксплуатационная;
Проектный горизонт – Яковлевский 3-7;
Вид скважины (тип профиля) – горизонтальный;
- по вертикали – 1675 м.;
- по горизонтали – 3935 м.
Максимальная интенсивность зенитного угла град10м – 15;
Горизонтальный участок – 700 м.;
Способ бурения – ВЗД;
Наличие в скважине многолетнемерзлых пород: 0-500 м.;
Специальная часть: Отклонитель механический типа КОМ-115 дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Супески суглинки пески глины
Алевролиты пески глины
Яковлевский продуктивный горизонт в интервале 1650-1680 м. тип коллектора – поровый свободный дебит 300 м3сут.
Свободный дебит тыс. м3сут
Градиент давления МПам
Расширение устья скважины. Обвалы стенок скважины
Сальникообразование прихват бурильного инструмента
Обвалы стенок скважины сальникообразование прихват бурильного инструмента желобообразование в искривленном участке ствола скважины
Сальникообразование прихват инструмента
Цель и назначение скважины – добыча воды эксплуатационная;
Проектный горизонт – долганская свита Dл5-6;
Проектная глубина скважины:
по вертикали – 1200 м.;
по горизонтали – 14739 м.
Горизонтальный участок – 400 м.;
Способ бурения - ВЗД;
Наличие в разрезе многолетнемерзлых пород: 0-500 м.;
Специальная часть: Винтовой забойный двигатель типа ДРУ-120РС: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Алевриты пески глины
Песчаники алевролиты аргиллиты
Растепление устья скважины обвалы стенок скважины прихват инструмента кавернообразование.
Обвалы стенок скважины сальникообразование прихват инструмента желобообразование в искривленном участке ствола скважины
Площадь – Северо-Васюганская (Каргасокский район Томская область Васюганское месторождение);
Цель и назначение скважины – добыча газа эксплуатационная;
Проектный горизонт – Васюганская свита Ю1;
Вид скважины (тип профиля) – горизонтальная;
- по вертикали: 2315 м.;
- по горизонтали: 2915 м.
Горизонтальный участок – 500 м.;
Наличие в разрезе многолетнемерзлых пород - отсутствуют;
Специальная часть: Фреза оконная типа ФО-116: дать классификацию данного оборудования выполнить основные расчеты на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Пески суглинки глины
Аргиллиты алевролиты
Васюганская свита в интервале 2280-2315 м. тип коллектора поровый свободный дебет газоконденсата 238-596 м3сут.
Обвалы стенок скважины прихваты бурильного инструмента
Заклинки бурильного инструмента сальникообразование
Сальникообразование желобообразование в искривленном участке ствола скважины
Обвалы сальникообразование
Площадь – Полярная (Туруханский район Красноярского края);
Проектный горизонт – Малышевская свита средней горы;
Проектная глубина – 3800 м.;
Наличие в разрезе многолетнемёрзлых пород – 0 – 500 м.;
Специальная часть: Калибратор типа КСИ-2159СТ: дать классификацию данного оборудования выполнить основные расчеты на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Супески суглинки пески
Алевролиты аргиллиты
Свободный дебит м3сут
Растепление устья скважины обвалы
Проектный горизонт – Ванаварская свита;
Проектная глубина – 2650 м.;
Специальная часть: Центратор-стабилизатор типа СТС-212-СЗ: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Доломиты доломиты - амидриты
Каменная соль доломиты
Известняки глинистые доломиты
Каменная соль доломиты
Глинистые доломиты аргиллиты
Алевролиты дпесчаники
Нефтеносность отсутствует
Прихват бурильного инструмента
Кавернообразование прихват бурильного инструмента
Сужение ствола скважины сальникообразование обвалы стенок скважины
Площадь – Тагульская (Туруханский район Красноярского края);
Цель и назначение скважины – поисково-оценочная;
Проектный горизонт – Малохетская свита нижний шел;
Проектная глубина – 2000 м.;
Интервал залегания многолетнемёрзлых пород: 0-500 м.;
Специальная часть: Расширитель лопастной типа РРА-2953510: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Долгановский продуктивный горизонт в интервале 1220-1230 м. тип коллектора – поровый свободный дебит 500000 м3сут.
Долгановский свита в интервале 1160-2000 м. тип коллектора – поровый свободный дебит 125 м3сут.
Обвалы стенок скважины кавернообразование прихваты бурильного инструмента
Площадь – Имбинская (Богучанский район Красноярского края);
Специальная часть: Труболовка типа ТВО-219: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Каменная соль долериты
Нефтеносность по разрезу скважины отсутствует
Порово-каверно-трещенный
Обвалы стенок скважины сужение ствола скважины
Основные проектные данные:
Площадь – Одопту-море (о. Сахалин);
Расположение – море;
Цель и назначение скважины – эксплуатационная добыча нефти;
Проектный горизонт – нижненутовский горизонт;
Максимальное отклонение от вертикали – 6068м;
Способ бурения – ВЗД.
Специальная часть: Пробка продавочная типа ПП-324х340: дать классификацию данного оборудования на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
и физико – механические свойства горных пород
Водоносность отсутсвует
Давление по разрезу скважины
Возможные осложнения по разрезу скважины
Поглощение бурового раствора отсутствует
Прочие возможные осложнения
Желобообразование обвалы стенок скважины
Посадки и затяжки бурильного инструмента
Основные проектные данные
Площадь – Терская (Эвенкийский муниципальный район Красноярского края);
Цель и назначение скважины – эксплуатационная добыча газа;
Проектная глубина: – 2443м;
Вид скважины (тип профиля) – вертикальная;
Способ бурения – ВЗД роторный.
Специальная часть: Профильный перекрыватель типа ОЛКС-295: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Каменная соль известняки
Аргиллиты доломиты алевролиты
Алевролиты. песчаники
Кавернозно-порово-трещинный
Поглощение бурового раствора
Кавернообразование прихват инструмента. Увеличение плотности вязкости ПЖ
Площадь – Вэдрэшевская (Эвенкийский муниципальный район Красноярского края);
по вертикали – 2504м
Вид скважины (тип профиля) – наклонно-направленная;
Специальная часть: Обратный клапан типа ЦКОД-245: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Алевролиты известняки
Кавернообразование прихват инструмента.
Площадь – Западно-Лодочная (Туруханский район Красноярского края);
Проектный горизонт – малышевская свита нижней юры;
Проектная глубина – 4200м;
Специальная часть: Колонная головка типа ОКК1-21-178х245ХЛ: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Супесь суглинки пески глины
Пески алевриты глины
Водоносность отсутствует
Обвалы стенок скважины. Прихват инструмента. Кавернообразование
Площадь – Ванкорская (Туруханский район Красноярского края);
Цель и назначение скважины – эксплуатационная добыча нефти*;
Проектный горизонт – нижнехетский 3-4;
Проектная глубина: по вертикали – 2665м по стволу – 4400м;
Длина горизонтального – 1000м;
Наличие в разрезе многолетнемерзлых пород – 0-530м.
Специальная часть: Труба бурильная типа ТБПК-127х919: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Обвалы стенок скважины кавернообразование
Обвалы стенок скважины прихват бурильного инструмента
Площадь – Ичемминская (Туруханский район Красноярского края);
Проектный горизонт – малышевская свита средней юры;
Проектная глубина - 3800м;
Специальная часть: Фильтр ФГС-114: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Обвалы стенок скважины прихват бурильного инструмента кавернообразование
Площадь – Собинская (Эвенкийский муниципальный район Тунгусо-Чунский район Красноярского края);
Проектный горизонт – Ванаварская свита венд;
Проектная глубина – 2700м;
Специальная часть: Комплекс подвески хвостовика ПХН-М1.114178-01: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Туфы туфо-алевролиты
Газоносность отсутствует
Кавернообразование в интервалах залегания пластов каменной соли
Кавернообразование. Обвалы стенок скважины прихват бурильного инструмента
Площадь – Хикиглинская (Туруханский район Красноярского края);
Проектная глубина - 4000м;
Специальная часть: Метчик МБУ-100-142: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Песчаники аргиллиты алевролиты
Аргиллиты алевролиты песчаники
Обвалы стенок скважины. Прихват бурильного инструмента. Кавернообразование
Площадь – Кыстыктахская (Таймырский «Долгано-Ненецкий» муниципальный район Красноярского края);
Проектный горизонт – нижний кембрий;
Проектная глубина – 4300м;
Специальная часть: Труба ведущая ТВКП-140: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Доломиты известняки ангидриты
Доломиты аргиллиты песчаники
Доломиты мергели известняки
Карбонатный порово-трещинный
Площадь – Байкаловская (Таймырский «Долгано-Ненецкий» муниципальный район Красноярского края);
Проектный горизонт – шуратовская свита;
Проектная глубина – 3000м;
Вид скважины (тип профиля) – наклонно-направленная*;
Специальная часть: Муфта ступенчатого цементирования МСЦУ-178: дать классификацию данного оборудования на основе принципиальной схемы (плакат формата А1) дать пояснения где применяется данное оборудование в процессе строительства скважин на основе патентно-информационного поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств предложить вариант его усовершенствования (сборочный чертёж формата А1).
Песчаник алевриты глины
Выбор конструкции призабойного участка скважины
Приложение. Задания на курсовое проектирование

Эл.бур (Варианты).docx

(21) (22) Заявка:200611918703 04.11.2003
(24)начала отсчета срока действия патента:04.11.2003
(56) Список документов цитированных в отчете опоиске:GB 2337281 A 17.11.1999. SU 304892 А 15.11.1975. RU 2030537 C1 10.03.1995. RU 2091969 C1 27.09.1997.
(85)перевода заявки PCT на национальную фазу:05.06.2006
(86) Заявка PCT:UA 0300043 (04.11.2003)
(87) Публикация PCT:WO 2005042912 (12.05.2005)
Адрес для переписки:79054 Украина г. Львив ул. Любинская 95 кв.51 О.В. Кекоту
(72) Автор(ы):Кекот Олег Владимирович (UA)
(73) Патентообладатель(и):Кекот Олег Владимирович (UA)Бунчак Зиновий Васильевич (UA)Вовкив Тарас Богданович (UA)Дудар Олег Степанович (UA)Турянский Орест Антонович (UA)
(54)ЭЛЕКТРОБУР ДЛЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (ВАРИАНТЫ)
Изобретение касается забойных буровых машин с электрическим двигателем которые опускаются в скважину на свинчиваемых трубах. Техническим результатом является повышение надежности токоподвода и регулирование частоты вращения долота. Для этого электробур содержит долото для разрушения породы шпиндель упорный подшипник электрический двигатель и токоподвод который соединяет источник энергии на поверхности Земли с электрическим двигателем. При этом в качестве бесколлекторного электрического двигателя постоянного тока в нем установлен бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором. Причем управляющие электроды тиристоров коммутатора связаны с выходными цепями датчика положения ротора который питается от источника переменного напряжения повышенной частоты причем источник переменного напряжения повышенной частоты подсоединен к верхнему концу токоподвода а нижний конец токоподвода соединен с входной цепью датчика положения ротора через электрический фильтр содержащий по крайней мере один электрический конденсатор. Во втором варианте входная цепь датчика положения ротора подсоединена к нижнему концу токоподвода через схему поддержания постоянства напряжения. 2 н. и 5 з.п. ф-лы 6 ил.
Изобретение касается забойных буровых машин с электрическим двигателем которые применяются при добыче нефти и газа в частности изобретение касается тех забойных буровых машин с электрическим двигателем которые опускаются в скважину на свинчиваемых трубах.
Известен электробур для бурения нефтяных и газовых скважин описанный в книге "Ю.А.Сафаров А.Б.Фрадкин. Электробурение. Азнефтеиздат Баку 1957" содержащий долото шпиндель (упорный подшипник) электрический двигатель заполненный изолирующей жидкостью (трансформаторным маслом) и токоподвод причем токоподвод своим верхним концом соединен с источником электрической энергии на поверхности Земли а нижним концом - с электрическим двигателем который находится в забое. Этот электробур широко применяется в практике бурения скважин.
В известном электробуре в качестве электрического двигателя установлен асинхронный трехфазный двигатель с короткозамкнутым ротором. Токоподвод такого электробура является трехжильным или двухжильным (в случае двухжильного токоподвода роль третьей жилы выполняют металлические трубы на которых электробур опускают в скважину). Каждому стыку между отдельными трубами соответствует трехконтактный или двухконтактный штепсельный разъем токоподвода. Между контактами разъема действует линейное напряжение токоподвода. Это напряжение обычно превышает 1000 Вольт. Слабость межконтактной изоляции разъемов определяется тем что токоподвод размещен в глинистом растворе который заполняет трубы а сама конструкция разъема имеет ограничения обусловленные необходимостью автоматического соединения разъемов при свинчивании отдельных бурильных труб. Низкая надежность токоподвода (частые электрические пробои в штепсельных разъемах) является главным недостатком известного электробура. Кроме этого сложным является регулирование частоты вращения долота в известном электробуре.
Известны также попытки ряда научных учреждений разработать электробур с высоконадежным одножильным токоподводом и с простой схемой регулирования частоты вращения долота за счет установки в нем традиционного двигателя постоянного тока со скользящим электрическим контактом на коллекторе о чем свидетельствует например публикация "А.С.Лопата Т.I.3авгородня. Дослiдження гiдродинамiчних зусиль при роботi ковзаючого контакту в рiдкому iзолюючому середовищi. Вiсник Львiвського полiтехнiчного iнституту № 15 "Питаннята регулювання електричних машин" видавництво Львiвського унiверситету 1967". Однако эти попытки потерпели неудачу из-за плохого качества коммутации в сильно удлиненном коллекторном двигателе постоянного тока а также из-за негативного влияния искрения на коллекторе на жидкую среду (все электробуры заполняются изолирующей жидкостью преимущественно трансформаторным маслом).
Известны также предложения использовать в электробуре бесколлекторный двигатель постоянного тока. Например в британской заявке "UK Patent Application GB 2337281. Int.cl. E 21 B 4400. A downhole drilling apparatus with control means. Applicant Philip Head. Date of publication 17.11.1999." предлагается использовать в буровой машине опускаемой в скважину на гибком наматываемом трубопроводе бесколлекторный двигатель постоянного тока (при полном отсутствии описания схемы и конструкции этого двигателя). Необходимо отметить что существует большое количество схем и конструкций таких двигателей (патентный класс МПК Н02К 2902). Большинство из них не могут быть выполнены на сколько-нибудь значительные мощности не говоря уже о возможности работать в условиях забоя буримой скважины. Задача увеличения надежности токоподвода в этой заявке не ставится. Впрочем в случае забойной машины опускаемой в скважину на гибком наматываемом трубопроводе такая задача неактуальна поскольку токоподвод в этом случае не имеет промежуточных штепсельных разъемов.
Целью настоящего изобретения является создание работоспособного электробура с высокой надежностью токоподвода а именно с токоподводом который содержит кабель с единственной жилой и одноконтактные штепсельные разъемы внутри которых отсутствуют токопроводящие элементы между которыми действует электрическое напряжение. Целью изобретения является также обеспечение простого регулирования частоты вращения долота. Эта техническая задача в течение полувека (с тех пор как применяется бурение с забойным электрическим двигателем опускаемым в скважину на свинчиваемых трубах) оставалась нерешенной проблемой электробурения.
Указанная цель достигается тем что в электробуре который содержит долото шпиндель (упорный подшипник) бесколлекторный электрический двигатель постоянного тока заполненный изолирующей жидкостью например трансформаторным маслом и токоподвод причем токоподвод своим верхним концом соединен с источником электрической энергии на поверхности Земли а нижним концом - с бесколлекторным электрическим двигателем постоянного тока который находится в забое в качестве бесколлекторного электрического двигателя постоянного тока установлен бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором причем управляющие электроды тиристоров коммутатора связаны с выходными цепями датчика положения ротора.
В электробуре по первому варианту изобретения входная цепь датчика положения ротора питается от источника напряжения повышенной частоты причем источник напряжения повышенной частоты соединен с верхним концом токоподвода а нижний конец токоподвода соединен с входной цепью датчика положения ротора через электрический фильтр содержащий по крайней мере один конденсатор.
В электробуре по второму варианту изобретения входная цепь датчика положения ротора соединена с нижним концом токоподвода через схему поддержания постоянства напряжения.
В качестве бесколлекторного двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором целесообразно использовать двигатель с якорной обмоткой замкнутого типа расположенной на статоре в котором коммутация (закрывание) тиристоров происходит за счет ЭДС вращения. При этом для осуществления коммутации за счет ЭДС вращения угловое положение датчика положения ротора двигателя устанавливается таким чтобы активные стороны коммутируемых секций якорной обмотки были размещены под сбегающими краями магнитных полюсов расположенных на роторе двигателя. В качестве датчика положения ротора двигателя целесообразно использовать датчик положения трансформаторного типа по дифференциальной схеме. Расположенные на роторе двигателя с тиристорным коммутатором магнитные полюсы целесообразно выполнить на основе постоянных магнитов.
В электробуре по второму варианту изобретения схему поддержания постоянства напряжения целесообразно построить на принципе двухпозиционного регулирования.
Автору и заявителям не известно аналогичное техническое решение.
На фиг.1 изображена схема конструкции электробура с отдельными элементами электрической схемы согласно первому варианту изобретения на фиг.2 - электрическая схема двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором и его соединения с токоподводом по первому варианту изобретения на фиг.3 - сечения А-А и В-В фиг.1 которые представляют конструкцию датчика положения ротора на фиг.4 - соединение входной цепи датчика положения ротора с токоподводом по второму варианту изобретения на фиг.5 - диаграммы открывания тиристоров коммутатора на фиг.6 - схема для объяснения принципа питания входной цепи датчика положения ротора двигателя по первому варианту изобретения.
Электробур по первому варианту изобретения содержит долото 1 (фиг.1) шпиндель 2 (упорный подшипник для передачи осевой нагрузки на долото) электрический бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором 3 и токоподвод 4. Долото 1 закреплено на валу шпинделя 2. Вал 5 шпинделя и вал 6 двигателя выполнены пустотными для обеспечения возможности прохождения от труб 7 на которых электробур опускают в скважину к долоту 1 глинистого раствора которым промывают скважину во время бурения. Внутреннее пространство электрического двигателя 3 заполнено трансформаторным маслом и в верхней части двигателя отделено от пространства труб заполненного глинистым раствором торцевым уплотнением 8. В одном блоке с уплотнением смонтирован компенсатор потери трансформаторного масла. Такое же уплотнение размещено на нижнем конце вала двигателя (если шпиндель заполнен глинистым раствором) или на нижнем конце вала шпинделя если шпиндель заполнен трансформаторным маслом.
Электрический бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором 3 содержит статор 9 с якорной обмоткой (см. фиг.1 2) ротор 10 с магнитными полюсами тиристорный коммутатор 11 трансформаторный датчик положения ротора 12. Статор 9 расположен в стальном корпусе 13 двигателя. Продолжением корпуса 13 двигателя является отдельный корпус 14 тиристорного коммутатора и датчика положения ротора отдельный корпус 15 уплотнения и компенсатора потери трансформаторного масла и переходник 16 для соединения электробура с трубами 7.
На фиг.2 показана электрическая схема двигателя на одной паре полюсов. Двигатель имеет якорную обмотку замкнутого типа (как в якорях коллекторных машин постоянного тока). Для большей наглядности на фиг.2 изображена обмотка кольцевого якоря (методический прием который обычно применяют при изложении принципа работы коллекторных машин постоянного тока). Обычно двигатель имеет не одну а несколько пар полюсов. В этом случае одинаково расположенные под разными парами полюсов секции якорной обмотки соединяют параллельно (вариант петлевой обмотки) или последовательно (вариант волновой обмотки). Магнитные полюсы ротора 10 выполнены с использованием постоянных магнитов без обмотки возбуждения. Тиристорный коммутатор 11 состоит из двух групп тиристоров: анодной группы (или группы "+") у которой общей шиной "+" соединены все аноды (см. фиг.2) и катодной группы (или группы "-") у которой общей шиной "-" соединены все катоды. Шина "+" тиристорного коммутатора соединена с корпусом 14 тиристорного коммутатора. Замкнутая якорная обмотка статора 9 точками присоединения тиристорного коммутатора разделена на секции с одинаковыми количествами витков. К каждой точке раздела между секциями (эти точки на фиг.2 пронумерованы римскими числами) присоединена пара тиристоров (один тиристор от группы "+" и один - от группы "-"). Каждый тиристор на схеме фиг.2 может быть пронумерован числом которое указывает на точку присоединения к обмотке якоря с индексом "+" или "-" в зависимости от принадлежности тиристора к анодной или катодной группе (например 1+1-и т.д).
Между управляющим электродом и катодом каждого тиристора включена через диод 17 выходная цепь 18 датчика положения ротора которая представляет собой управляющую обмотку трансформаторного датчика положения ротора. На схеме фиг.2 показано включение управляющей обмотки для тиристора 1+. Входная цепь 19 трансформаторного датчика положения ротора которая представляет собой обмотку возбуждения включена через электрический фильтр представляющий собой электрический конденсатор 20 между нижним концом токоподвода 4 и корпусом 14 тиристорного коммутатора.
На фиг.3 показаны в увеличенном виде сечения электробура по А-А и по В-В (см. фиг.1) которые представляют конструкцию датчика положения ротора двигателя электробура. В двигателе постоянного тока с тиристорным коммутатором применен датчик положения ротора трансформаторного типа по дифференциальной схеме. Датчик положения ротора содержит два статора из шихтованной электротехнической стали (статор 21 и статор 22). Внутри статора 21 расположен ротор 23 датчика неподвижно соединенный с валом 6 двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором. Ротор датчика также выполнен из шихтованной электротехнической стали. Каждая управляющая обмотка 18 датчика положения образуется (как это показано на фиг.2) путем последовательно-встречного соединения катушек охватывающих одинаково расположенные на обоих статорах зубцы. Таким образом датчик положения ротора построен по дифференциальной схеме. Числа с индексом "+" или "-" на фиг.3 обозначают зубцы на которых размещены управляющие обмотки которые подают открывающие сигналы на тиристоры с соответствующими номерами. Обмотка возбуждения 19 датчика положения ротора образуется путем последовательно-согласного соединения катушек (см. фиг.2) с диаметральным шагом расположенных в донной части глубоких пазов (фиг.3). Конструкция датчика положения ротора на фиг.3 соответствует четырехполюсному двигателю постоянного тока с тиристорным коммутатором. Угловое положение статоров и ротора датчика положения ротора относительно статора и ротора электрического двигателя выбирается таким чтобы открывающие сигналы от датчика поступали на тиристоры связанные с секциями якорной обмотки двигателя активные стороны которых размещены под сбегающими краями магнитных полюсов. На фиг.2 открытые тиристоры показаны затемненными. Основанием для примененной в изобретении конструкции датчика положения ротора являются изобретения: 1. A.c СССР № 298996 НО2К 2902 О.В.Кекот "Трансформаторный датчик положения ротора". 2. А.с СССР № 550733 НО2К 2902 О.В.Кекот А.П.Пролыгин Б.П.Гущо-Малков Р.Н.Попович "Трансформаторный датчик положения ротора".
Токоподвод 4 (см. фиг.1) состоит из секций одножильного кабеля 24 закрепленных в трубах 7 (частично внутри двигателя электробура) штепсельных разъемов 25 расположенных в зоне соединительных замков труб и двухкольцевого токоприемника 26 на верхнем конце колонны бурильных труб что дает возможность проворачивания бурильных труб в скважине (согласно существующей технологии бурения) без прерывания электрической цепи. Одно из колец токоприемника соединено с кабелем 24 а другое - с колонной бурильных труб 7.
К кольцевому токоприемнику присоединен расположенный на поверхности Земли источник электрической энергии 27 для питания двигателя электробура. Источник электрической энергии 27 питается от трехфазной сети 6 кВ и обеспечивает на выходе регулируемое напряжение постоянного тока (от нуля до величины примерно 1000 Вольт). Такой источник энергии состоит из известных узлов: силового трансформатора и регулируемого выпрямителя на тиристорах. Вместе с этим к кольцевому токоприемнику через разделительный электрический конденсатор 28 присоединен расположенный на поверхности Земли источник напряжения повышенной частоты 29 для питания обмотки возбуждения трансформаторного датчика положения ротора присоединенной к нижнему концу токоподвода. Частота переменного напряжения этого источника равна 10 кГц. Источник переменного напряжения повышенной частоты 29 питается от сети 220 В и построен на основе мультивибратора на силовых транзисторах. Источник электрической энергии постоянного тока 27 и источник напряжения повышенной частоты 29 разделены между собой кроме конденсатора 28 электрическим дросселем 30.
В электробуре по второму варианту изобретения источник напряжения повышенной частоты 29 для питания обмотки возбуждения 19 трансформаторного датчика положения ротора 12 расположен не на поверхности Земли а находится вместе с двигателем в забое (см. фиг.4) и питается постоянным током. Он включен через схему поддержания постоянства напряжения 31 между нижним концом токоподвода 4 и корпусом 14 тиристорного коммутатора. Применена двухпозиционная схема поддержания постоянства напряжения. На фиг.4 приведен ее простейший вариант. Схема состоит из накопительного электрического конденсатора 32 зарядного сопротивления 33 и реле 34.
Электробур работает следующим образом. Пусть ротор двигателя электробура с магнитными полюсами вращается в направлении показанном на фиг.2 3 стрелкой.
Активные стороны секций якорной обмотки соединенных с открытыми тиристорами расположены как это видно из фиг.2 под сбегающими краями полюсов. Как только окажутся открытыми два соседние тиристоры одной группы (на фиг.2 тиристоры 1+и 2+) образуется короткозамкнутый контур электродвижущая сила вращения в котором имеет такое направление которое способствует возрастанию электрического тока во вновь открывшемся тиристоре 2+и спаданию тока в ранее открывшемся тиристоре 1+. При спадании тока в ранее открывшемся тиристоре до нуля последний самостоятельно закрывается (открывающий сигнал от датчика положения ротора к этому моменту исчезает). Такой же процесс одновременно происходит с тиристорами 11-и 12-группы "-". Последовательность открывания тиристоров дополнительно объясняют диаграммы открывания тиристоров (фиг.5). Стрелки на диаграммах которые показывают номер открывающегося тиристора необходимо представлять себе связанными с валом 6 двигателя электробура (в двухполюсном его исполнении). Описанный процесс физически повторяет все то что происходит в обычном коллекторном двигателе постоянного тока при перемещении щеток по коллектору. Исключение составляет лишь некоторый интервал частоты вращения вблизи нулевой частоты вращения где коммутация за счет ЭДС вращения в установившемся режиме принципиально невозможна. Однако при ускоренном движении ротора коммутация осуществима и в области нулевой частоты вращения в результате чего пуск такого двигателя может успешно осуществляться. Изложенные положения обоснованы математически (см. статью "О.Кекот. Явнополюсна машина з тиристорним комутатором i замкненою обмоткою якоря: перспективи застосування в потужному регульованому електроприводi. Електромеханiка. Теорiя i практика. Працi100-рiччю вiд дня народження Тихона Губенка. Львiв 1996") а также проверены экспериментально.
Вращающий момент от двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором передается через вал шпинделя долоту которое разрушает породу в забое. Для создания условий разрушения породы часть веса труб 7 передается через шпиндель 2 на долото 1. Выбуренная порода выносится глинистым раствором по затрубному пространству на поверхность Земли.
Бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором 3 питается регулируемым напряжением постоянного тока от источника энергии постоянного тока 27 через токоподвод 4. В качестве одного из проводников токоподвода используются трубы 7 на которых электробур опускают в скважину. Таким образом в токоподводе используется одножильный кабель 24 и одноконтактные штепсельные разъемы 25 а не трехконтактные или двухконтактные как в известных электробурах. Внутри штепсельных разъемов отсутствуют токопроводящие элементы между которыми может действовать электрическое напряжение в результате чего возрастает надежность токоподвода по сравнению с известными электробурами.
Изменяя величину напряжения постоянного тока на выходе источника энергии 27 можно регулировать частоту вращения двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором (частота вращения пропорциональна напряжению якоря подобно обычному коллекторному двигателю постоянного тока с независимым возбуждением) и таким образом добиваться оптимальных условий работы долота в забое обеспечивая или максимальную механическую скорость проходки (в случае малых глубин бурения) или максимальную проходку на долото (в случае больших глубин бурения). Заметим что регулирование частоты вращения долота в забое осуществляется самым простым из возможных способов - применением в источнике энергии 27 широко известного и широко распространенного регулируемого выпрямителя на тиристорах.
Сигнал для открывания тиристоров коммутатора индуцируется в тех выходных обмотках трансформаторного датчика положения ротора которые имеют катушки расположенные напротив башмаков ротора 23 датчика (см. фиг.3). Исполнение трансформаторного датчика положения ротора по дифференциальной схеме (образование выходных управляющих обмоток путем последовательно-встречного соединения катушек одинаково расположенных на разных статорах) позволяет добиться высокого отношения полезного сигнала к помехе и обойтись без любых средств дополнительного формирования сигнала и таким образом предельно упростить электрическую схему.
Специального разъяснения требуют приемы примененные в двух вариантах изобретения для питания обмотки возбуждения трансформаторного датчика положения ротора. В первом варианте изобретения обмотка возбуждения датчика положения ротора питается переменным током повышенной частоты (около 10 кГц) от источника расположенного на поверхности Земли. Этот прием основывается на том что обмотка якоря двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором обладает некоторой индуктивностью которая может быть использована для отделения якоря двигателя от переменного напряжения повышенной частоты которое питает обмотку возбуждения датчика положения ротора. Принцип питания обмотки возбуждения датчика с поверхности Земли объясняет электрическая схема на фиг.6. Ветвь схемы E-R-L-D представляет якорь двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором. Тут Е - электродвижущая сила якоря R L - соответственно активное сопротивление и индуктивность якоря. Диод D символизирует одностороннюю проводимость тиристорного коммутатора. Параллельно якорю двигателя включена через разделительный фильтр представленный конденсатором 20 обмотка возбуждения 19 датчика положения ротора. Zc- сопротивление токоподвода. В токе I2присутствует лишь переменная составляющая частотой 10 кГц (путь для постоянной составляющей от источника 27 закрыт разделительным конденсатором 20) в то время как в токе I1присутствует как постоянная составляющая так и переменная составляющая частотой 10 кГц. Однако переменная составляющая в токе I1ограничивается индуктивностью якоря L которая на частоте 10 кГц создает значительное индуктивное сопротивление. Таким образом имеет место лишь ограниченное шунтирование якорем двигателя цепи обмотки возбуждения датчика положения ротора. Этот фактор обеспечивает реальную работоспособность датчика положения ротора. На поверхности Земли разделительный конденсатор 28 отделяет источник напряжения 10 кГц от постоянного напряжения источника энергии 27 а дроссель 30 ограничивает ответвление переменного тока частотой 10 кГц в источник энергии 27.
Электрический фильтр в цепи обмотки возбуждения датчика положения ротора может содержать кроме конденсатора 20 и другие реактивные элементы что может быть обусловлено например необходимостью ограничить влияние на работу датчика положения ротора высших гармоник в напряжении источника питания 27.
Во втором варианте изобретения источник напряжения повышенной частоты 29 (см. фиг.4) питается за счет электрической энергии постоянного тока которая передается на забой для питания двигателя. Величина напряжения постоянного тока может изменяться в широких пределах в зависимости от режима работы двигателя (от нескольких десятков вольт до тысячи вольт). Двухпозиционная схема поддержания постоянства напряжения 31 питает источник напряжения повышенной частоты 29 неизменным по величине напряжением постоянного тока которое снимается с накопительного конденсатора 32 который заряжается через сопротивление 33 от напряжения постоянного тока которое действует в токоподводе. Поддержание постоянства напряжения на конденсаторе осуществляется за счет реле 34 обмотка которого включена параллельно конденсатору 32 а нормально закрытый контакт включен в цепь заряжания конденсатора. Эта двухпозиционная схема поддержания постоянства напряжения может быть реализована также на бесконтактных схемных элементах.
Цель изобретения (создание работоспособного электробура с высокой надежностью токоподвода и возможностью простого регулирования частоты вращения долота) достигается за счет сформулированных в заявке конструктивных и схемных признаков в их тесной взаимосвязи. Предложенные в двух вариантах изобретения схемы питания входной цепи датчика положения ротора дают возможность обеспечить работу в забое бесколлекторного двигателя постоянного тока с регулируемым напряжением питания двигателя без создания отдельной линии для питания датчика положения ротора. Причем в первом варианте изобретения источник питания входной цепи датчика положения ротора вынесен на поверхность Земли что дает возможность предельно упростить электрическую схему которая находится в забое. С другой стороны тиристорный коммутатор тиристоры которого открываются по сигналам от датчика положения ротора а закрываются за счет ЭДС вращения не содержит схемных средств для закрывания тиристоров которые присутствуют например в автономных инверторах для управления асинхронными двигателями. (Понятно что размещение любых схемных средств для закрывания полупроводниковых приборов в условиях нефтяной скважины является проблематичным). Применение многосекционной якорной обмотки замкнутого типа позволяет максимально снизить тепловую нагрузку на отдельные тиристоры что в условиях высоких температур в недрах Земли очень важно. Установка в электробуре трансформаторного датчика положения ротора по дифференциальной схеме все выходные цепи которого смонтированы на общем магнитопроводе дает возможность обойтись в условиях использования коммутации за счет ЭДС вращения без дополнительных схемных средств формирования выходных сигналов и таким образом максимально упростить конструкцию двигателя постоянного тока с тиристорным коммутатором.
Несмотря на то что установленный в электробуре датчик положения ротора трансформаторного типа является безусловно наиболее целесообразным вариантом датчика независимые пункты формулы (1-й и 2-й) сформулированы более обобщенно и предусматривают установку в электробуре любого датчика положения ротора например датчика на основе элементов Холла магнитодиодов и т.п. Первый пункт формулы устанавливает лишь одно ограничение: чтобы входная цепь датчика была пригодной для питания его переменным напряжением повышенной частоты.
Электробур для бурения нефтяных и газовых скважин содержащий долото шпиндель упорный подшипник бесколлекторный электрический двигатель постоянного тока заполненный изолирующей жидкостью например трансформаторным маслом и токоподвод причем токоподвод своим верхним концом соединен с источником электрической энергии на поверхности Земли а нижним концом - с электрическим двигателем находящимся в забое отличающийся тем что в качестве бесколлекторного электрического двигателя постоянного тока в нем установлен бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором причем управляющие электроды тиристоров коммутатора связаны с выходными цепями датчика положения ротора который питается от источника переменного напряжения повышенной частоты причем источник переменного напряжения повышенной частоты подсоединен к верхнему концу токоподвода а нижний конец токоподвода соединен с входной цепью датчика положения ротора через электрический фильтр содержащий по крайней мере один электрический конденсатор.
Электробур для бурения нефтяных и газовых скважин содержащий долото шпиндель упорный подшипник бесколлекторный электрический двигатель постоянного тока заполненный изолирующей жидкостью например трансформаторным маслом и токоподвод причем токоподвод своим верхним концом соединен с источником электрической энергии на поверхности Земли а нижним концом - с электрическим двигателем находящимся в забое отличающийся тем что в качестве бесколлекторного электрического двигателя постоянного тока в нем установлен бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором причем управляющие электроды тиристоров коммутатора связаны с выходными цепями датчика положения ротора а входная цепь датчика положения ротора подсоединена к нижнему концу токоподвода через схему поддержания постоянства напряжения.
Электробур по п.1 или 2 отличающийся тем что бесколлекторный двигатель постоянного тока с тиристорным коммутатором выполнен с якорной обмоткой замкнутого типа расположенной на статоре а коммутация (закрывание) тиристоров в нем происходит за счет ЭДС вращения.
Электробур по п.3 отличающийся тем что для осуществления коммутации за счет э.д.с. вращения угловое положение датчика положения ротора устанавливается таким чтобы активные стороны коммутируемых секций якорной обмотки были расположены под сбегающими краями магнитных полюсов расположенных на роторе двигателя.
Электробур по п.1 или 2 отличающийся тем что в нем установлен датчик положения ротора трансформаторного типа.
Электробур по п.2 отличающийся тем что в нем установлена схема поддержания постоянства напряжения построенная на принципе двухпозиционного регулирования.
Электробур по п.4 отличающийся тем что расположенные на роторе двигателя с тиристорным коммутатором магнитные полюсы выполнены на основе постоянных магнитов.
Приоритет по пунктам:
11.2003 - все пункты формулы.

ГТН.cdw

Обвалы стенок скважины
Кавернообразование при
осложнения при бурении
конструкция скважены высота подъёма цементного раствора
Сужение ствола скважины

Патент без выносками.cdw

Авторское свидетельство №2321717

Чертеж (2).cdw

осложнения при бурении
конструкция скважены высота подъёма цементного раствора
частичное поглощение бурового раствора
обвалы стенок скважины
прихват бурильного инструмента
поглощение буроого раствора (до полного)