Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Способы бурения скважин. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра экономической теории

КУРСОВАЯ РАБОТА

На тему “Способы бурения скважин. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин. Контроль пространственного положения скважин ”

(по предмету «Строительство нефтяных и газовых скважин»)

УФА -2009

Содержание:

1. Способы бурения скважин…………………………………………………3

Ударно-канатное бурение……………………………………………………3

1.2. Роторное бурение…………………………………………………………….7

1.3. Бурение скважин с забойными двигателями……………………………...11

1.3.1. Турбинное бурение………………………………………………………..11

1.3.2. Бурение объемными винтовыми двигателями………………………….16

1.3.3. Бурение электробуром……………………………………………………20

2. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин……...24

2.1. Влияние геологических условий на искривление скважин………………26

2.2. Влияние технических причин на искривление скважины………………..27

2.3. Влияние технологических факторов на искривление скважин………….28

3. Контроль пространственного положения скважин……………………...32

Список использованной литературы…………………………………………...35

1. Способы бурения скважин

Ударно-канатное бурение

Метод ударно-канатного бурения – один из самых освоенных в практике буровых работ. Изобретенный еще в Древнем Китае он до сих пор широко используется для самых разных грунтов: от рыхлых до монолитных скальных.

Ствол скважины создается периодическими ударами долота по забою под действием собственного веса и тяжелой ударной штанги. Приподнимание долота и ударной штанги, прикрепленных к инструментальному канату, осуществляется балансиром бурового станка. На рисунке 2.1 изображена схема ударно-канатного бурения. Кривошипно-шатунный механизм 10, 12 приводит в движение балансирную раму 13, при опускании которой оттяжной ролик 14 натягивает инструментальный канат 11 и поднимает долото 1 над забоем на 0,05 – 1,5 м. При подъеме балансирной рамы долото падает и разрушает породу. Лезвия долота имеют небольшую площадь контакта с забоем, что обеспечивает их значительное углубление при каждом ударе и разрушение даже очень твердых пород. Поражение всей поверхности забоя и получение цилиндрического ствола достигается принудительным поворачиванием инструмента после каждого удара с помощью канатного замка 6. После углубления всей площади забоя на достаточную величину на ту же величину удлиняется весь инструмент. Инструментальный канат 11 сматывается с инструментального барабана. Инструмент (буровой снаряд) канатного бурения кроме долота 1 ударной штанги 2 массой 1000-2000 кг, каната и канатного замка 6 для их соединения включает раздвижную штангу 5 (ясс, самопад) и расширитель 3.

Конструктивно яссы представляют собой трубу в трубе как два звена цепи, имеющие свободное перемещение в пределах определенной длины. В самопаде предусматривается устройство, обеспечивающее захват ударной штанги, долота на забое и сбрасывание их после окончания хода балансира вверх. При канатном бурении Яссы облегчают выбивание долота вверх при бурении в вязких породах.

Расширитель 3 обеспечивает увеличение диаметра скважины больше диаметра долота 1 и обсадной колонны 4, внутри которой он вместе со всем инструментом спускается. Поэтому расширитель при спуске и подъеме внутри обсадной колонны складывается, а в рабочее положение приводится при выходе из-под ее башмака (основания).

Для взвешивания шлама в процессе работы долота на забой подается вода, если она самопроизвольно не поступает из разбуриваемых или ранее вскрытых пластов. Очистка забоя от шлама осуществляется по мере его накопления периодически с помощью устройства, называемого желонкой 8. Желонка состоит из цилиндра и поршня, оборудованных обратными клапанами 7,9. Желонка спускается на относительно легком тартальном канате с высокоскоростного барабана (тартального). При достижении желонкой забоя поршень под действием собственного веса опускается вниз на дно колонки. При подъеме поршня его клапан закрывается, а клапан желонки остается открытым, обеспечивая поступление в желонку перемешанного с водой шлама. При отрыве желонки от забоя под действием собственного веса и веса шлама закрывается и нижний клапан. При ударном бурении скважина обычно е заполняется буровым раствором, поэтому для предотвращения обвалов спускается (ходовая) обсадная колонна, периодически продвигающаяся к забою по мере углубления скважины.

Обсадная колонна спускается со специального барабана. Наращивание ее осуществляется трубами с резьбовыми соединениями (редко на сварке). С увеличением выхода (расстояния) башмака опускаемой колонны из-под башмака предыдущей (ранее спущенной) затрудняется и наконец становится невозможным ее проталкивание к забою даже с помощью забивных снарядов. Тогда эта колонна оставляется в скважине в таком положении, чтобы ее башмак находился в устойчивых породах. Далее вновь опускается следующая (ходовая) обсадная колонна, которая так же продвигается к забою по мере углубления скважины. Поэтому число обсадных колонн при ударном бурении велико.

Для ударного бурения нефтяных скважин характерны следующие особенности. Способ разрушения горных пород периодическими ударами с частотой от 10-20 до 100-150 в минуту при длительности собственного удара всего в десятые и сотые доли секунды дает возможность сосредотачивать в контакте с породой большие мощности и разрушать практически любу по твердости породу из осадочного комплекса при малой мощности привода бурового станка. Однако вследствие низкой частоты ударов невелики и скорости проходки – не более нескольких метров в час.

Отсутствие буровых насосов, очистных устройств, непрерывной промывки скважин облегчает буровую установку, требует сравнительно небольшой мощности привода и расхода электроэнергии или топлива. Энергоемкость бурения невелика, однако скорости проходки понижаются еще больше вследствие периодичности очистки забоя и больших перерывов в работе долота.

Из-за отсутствия бурового раствора в скважине не создается противодавление на ее стенки и насыщающие пласты флюиды, что с одной стороны, улучшает качество вскрытия низконапорных пластов, исключает их загрязнение и пропуск при разведке, а с другой стороны, повышает опасность обвалообразований, вынуждает спускать большое число обсадных колонн, что соответственно требует больших затрат на строительство скважин. Отсутствие регулируемого противодавления в скважине практически исключает вскрытие высоконапорных нефтяных пластов из-за опасности выбросов, открытого фонтанирования и пожаров.

Попытки усовершенствовать ударное бурение за счет применения непрерывной циркуляции жидкости для очистки забоя приводили к существенному усложнению оборудования и удорожанию его эксплуатации, лишали ударное бурение и другого преимущества перед вращательным – более высокого качества вскрытия продуктивных нефтяных пластов, поэтому выпускаемые у нас станки ударно-канатного бурения для других отраслей промышленности не предусматривают непрерывную циркуляцию бурового раствора, имеют небольшую массу и предназначены для бурения на глубину менее сотни метров. В США есть опыт применения ударного бурения лишь для вскрытия нефтяных пластов, когда весь основной ствол бурится вращательным способом (комбинированное последовательное ударно-вращательное бурение).

Однако и для этих целей оно было заменено более эффективным вращательным бурением с аэрацией пеной или продувкой газообразными агентами, промывкой растворами на нефтяной основе. В Росси ударное бурение применяется ныне в других отраслях.

1.2. Роторное бурение

При роторном бурении вращение долоту передается от вращающего механизма – ротора, устанавливаемого на устье, через колонну бурильных труб, выполняющих функцию полого вала. При бурении неглубоких, малого диаметра скважин (картировочных, структурно-поисковых, разведочных на твердые полезные ископаемые, вентиляционных стволов) чаще применяют вращатели шпиндельного типа.

Ротор используется и для удержания на весу колонны бурильных и обсадных труб при их спуске, подъеме. Поэтому ротор необходим и при бурении забойными двигателями.

Привод ротора осуществляется от лебедки через карданный вал либо цепную передачу или от индивидуального привода (ПИР). Последний позволяет в широких пределах регулировать частоту вращения (от 20 до 200 об/мин и более), снижает нагрузку на привод лебедки при подъеме колонны с вращением, уменьшает изнашивание лебедки и ее привода.

Для конкретных условий бурения ротор выбирают по допустимой нагрузке, передаваемой мощности, диаметру проходного отверстия для пропуска долота. Особенность роторного бурения – наличие двух каналов передачи энергии на забой: механический от привода ротора и гидравлический от насосов (компрессоров). Это обусловливает возможность подачи на долото относительно большой механической энергии (мощности ) при благоприятных сочетаниях частоты вращения n и крутящего момента M, а также гидравлической энергии (мощности ) при благоприятных сочетаниях расхода Q и перепада давлении на долоте .

При роторном способе, в отличие от бурения гидравлическими забойными двигателями, частота вращения долота четко устанавливается бурильщиком с пульта управления. Крутящий момент на долоте не зависит непосредственно от частоты вращения, а зависит от изменения осевой нагрузки, свойств пород, изнашивания зубьев и опор шарошек. Он изменяется от минимального, определяемого трением долота о стенки скважины, до максимального, ограничиваемого подведенной на забой мощность. Достаточный момент на долоте можно иметь и при небольшом диаметре скважины. Поэтому при роторном бурении относительно проще подбирать оптимальный режим бурения, методику отработки долота, изменяя осевую нагрузку и частоту вращения с пульта бурильщка.

В зависимости от вида привода (электрический с асинхронными двигателями, внутреннего сгорания) и передач (механические редукторы, турботрансформатор, турбомуфта, шинно-пневматические муфты) возможны изменения крутящего момента и частоты вращения, смягчение характеристики привода, улучшение показателей роторного бурения. Это относится и к другим способам вращательного бурения, в связи с чем в целом перспективным следует признать использование со временем постоянного тока в бурении.

При вращении бурильной колонны меньше опасности ее прилипания, зависания, прихвата. Осевая нагрузка на долото, определяемая по показаниям индикатора веса, близка к фактической, а вынос разбуренной породы обеспечивается при меньшей скорости восходящего потока, меньшей подаче буровых насосов. В то же время каверны, уширения и искривления ствола скважины увеличивают прогиб вращающейся колонны, повышают опасность ее слома.

Необходимо отметить также, что при роторном бурении практически возможно использование всех типов буровых растворов и продувки воздухом.

Мощность привода ротора

где NТ – мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в трансмиссии; NХВР – мощность на холостое вращение бурильной колонны в растворе с трением о стенки ствола скважины; NД – мощность на вращение долота (разрушение породы, трение о стенки и в опорах шарошек).

При применении ПИР NТ может оцениваться по формуле Б. М. Плюща:

NТ = ,

где = 0,003 кВт/(об/мин); n – частота вращения ротора, об/мин.

Мощность NХВР зависит от частоты вращения, длины и диаметра бурильной колонны, диаметра и кривизны скважины, свойств пород, раствора и фильтрационной корки, характера вращения бурильной колонны (вокруг собственной оси, перекатыванием или скольжением по стенке скважины), осевой нагрузки, материала труб (стальные, легкосплавные).

По формуле В. С. Федорова

где - коэффициент, увеличивающийся от 0,019 до 0,047 при росте зенитного угла оси ствола скважины от 0 до ; L и dн – длина и наружный диаметр бурильных труб, м.

Мощность на вращение долота

NД = NР – NТ – NХВР.

Мощность NД может быть оценена по известному из опыта и анализа промыслового материала значению удельного момента, приходящегося на единицу осевой нагрузки, по формуле

NД = (М1 + МудG)n,

где М1 – момент на холостое вращение долота, не зависящий от осевой нагрузки; G – осевая нагрузка на долото.

Удельный момент Муд возрастает с понижением твердости и повышением пластичности горных пород, с увеличением скольжения долота и трения в опорах.

Наиболее надежно NД, NХВР определяются экспериментально по измерениям крутящего момента с помощью глубинных и установленных на поверхности моментомеров. Анализ этих формул и фактические данные измерений показывает сильное отрицательное частоты вращения, диаметра труб, длины колонны на коэффициент передачи мощности на забой

KM = 1 – (NТ + NХВР)/NР.

Так, при установленной на поверхности мощности привода ротора около 300 кВт на забой передается лишь 60 кВт при глубине бурения 3000 м и менее 30 кВт при глубине бурения 5000 м, частоте вращения 60 об/мин и диаметрах бурильных труб 127 и 114 мм и долота диаметром 216 мм. При более высоких частотах (120 об/мин) передается еще меньшая мощность (40 и 25 кВт при тех же глубинах), существенно меньшими будут крутящие моменты и осевые нагрузки на долото. Горные породы будут разрушаться неэффективно истиранием или вследствие усталости.

С ростом глубины в связи с повышением давления всестороннего сжатия больше проявляется пластичность горных пород, требуются большие деформации до разрушения и большая длительность контакта зубьев долота с забоем. Необходимо снижение частоты вращения с 200-100 об/мин при бурении на глубинах 500-2000 м до 60-20 об/мин при бурении на больших глубинах.

При роторном бурении с низкими частотами вращения успешно используются долота со стойкими герметизированными опорами. Благодаря высокому крутящему моменту передается достаточно большая нагрузка на долото и бурение ведется в объемной области разрушения пород. В результате уменьшается скорость изнашивания опор и зубьев, достигается большая проходка на долото, иногда существенно превышающая проходку на долото при турбинном бурении.

Роторное бурение с низкими частотами вращения (20-8- об/мин) и большими крутящими моментами (150-500 ) обеспечивает возможность эффективное разрушение почти всех типов горных пород осадочной толщи при применении различных (в том числе требующих больших удельных моментов) лопастных и алмазных долот с большим скольжением. Эти преимущества, а также создание низкооборотных долот с герметизированными опорами, дающих большую проходку, высокопрочных бурильных и утяжеленных труб с новыми типами резьб, прочных и долговечных вертлюгов обусловили более широкое применение роторного бурения в последние годы.

Основной объем проходки глубоких скважин в мире в настоящее время приходится на роторный способ. Только в США бурится свыше 50 млн. м в год с довольно высокими показателями.

В нашей стране роторным способом бурят, как правило, только нижние интервалы вертикальных скважин, не требующие использования отклонителей.

1.3. Бурение скважин с забойными двигателями

1.3.1. Турбинное бурение

При турбинном способе бурения бурильная колонна не вращается, а воспринимает реактивный крутящий момент от забойного двигателя и служит каналом для подачи гидравлической энергии на забой. Вращение долоту передается от вала турбины, приводимого в движение потоком бурового раствора, т.е. при турбинном способе работает один канал передачи мощности на забой. В отличие от роторного бурения, где при постоянном n может в широких пределах изменяться М и соответственно нагрузка на долото G, при турбинном бурении n существенно изменяется с изменением G и M.

Турбобур располагается непосредственно над долотом и является машиной, преобразующей гидравлическую энергию потока бурового раствора в механическую энергию, необходимую для вращения долота. Движущий узел турбобура – гидравлическая турбина, состоящая з множества одинаковых по конструкции элементов, называемых ступенями. Буровой раствор проходит последовательно через все ступени, и создаваемые вращающие моменты ступеней суммируются.

Под характеристикой турбины турбобура понимают зависимость ее мощности N, вращающего момента М, коэффициента полезного действия (КПД) , перепада давления от частоты вращения вала n при заданном количестве Q прокачиваемого через нее бурового раствора. Частота вращения вала соответствует частоте вращения ротора турбины, а вращающий момент равен сумме моментов всех ступеней М = zm.

Мощность на валу

где m – момент одной ступени.

Мощность N может определяться по расходу Q и перепаду давления , где - перепад давления в одной ступени, т.е.

Корпус турбобура через переводник присоединяется к бурильной колонне, а она через ведущую трубу и вкладыши ротора передает реактивный крутящий момент на застопоренный стол ротора. При большой глубине при искривленном стволе скважины весь реактивный момент или его значительная часть передается на стенки скважины. Во избежание отвинчивания резьб турбобура под действием крутящих моментов все резьбовые соединения следует закреплять с надлежащим моментом. На вал турбобура навинчивают переводник, калибратор и долото.

Рабочая характеристика турбобура

В отличие от турбины рабочая характеристика турбобура учитывает затраты мощности на трение в опорах турбобура и дает, таким образом, возможность определить крутящий момент, мощность на долоте в зависимости от расхода, частоты вращения, осевой нагрузки на долото. Она зависит также от типа и состояния опор турбобура, свойств бурового раствора.

Для удобства пользования и наглядности рабочую характеристику турбины турбобура представляют в графическом виде.

Поскольку не учитывается потеря мощности в подшипниках, при отсутствии нагрузки на валу турбина будет вращаться с максимальной частотой nx. При создании на валу сопротивления вращению частота вращения снижается пропорционально приложенному крутящему моменту. При полной остановке вала (n=0) момент достигает максимального значения, называемого тормозным моментом Мт. Значение крутящего момента на валу турбины при частоте вращения вала 0<n<nx определяется из выражения

При этом мощность на валу турбины

Исследование этой функции показывает, что N максимальна при n0 = nx/2 (режим максимальной мощности турбины).

С изменением количества и качества бурового раствора, прокачиваемого через турбину, изменяются ее энергетические параметры согласно соотношениям из теории турбин:

; ; ;

; ; .

Здесь р1 и р2 – перепады давления в турбине при расходах Q1 и Q2 и плотностях бурового раствора и .

Отношение М/n при роторном бурении значительно больше, чем при турбинном. Особенно сильно это различие для турбобуров малого диаметра, поскольку велико влияние диаметра турбобура на его мощность и крутящий момент (при других неизменных параметрах):

где d1 и d2 – диаметры турбобура.

Зная энергетические параметры при одном режиме промывки из стендовых исследований и пользуясь этими соотношениями, можно определить параметры турбины при другом качестве и количестве бурового раствора.

Зависимости мощности и вращающего момента на валу турбобура от частоты вращения при данной энергоемкости долота называются комплексными характеристиками процесса турбинного бурения или характеристиками ТДЗ (турбобур – долото - забой).

Для увеличения мощности, упрощения изготовления, транспортирования и ремонта турбобуры выполняют двух- и трехсекциоными. Секционный турбобур представляет собой несколько (чаще два - три) обычных многоступенчатых турбобуров (секций), расположенных один над другим, валы которых соединены между собой конической фрикционной или конусно-шлицевой муфтой. При свинчивании корпусов секций одновременно соединяются и валы. Конструкция секционных турбобуров такова, что нижняя секция может применяться отдельно или с любым числом верхних секций. Поэтому при необходимости можно легко изменять мощность и момент, подводимые к долоту.

Другой путь улучшения моментной характеристики – применение механических редукторов, снижающих частоту вращения долота в 2-3 раза и соответственно повышающих крутящий момент. Это расширяет область эффективного использования турбобуров при бурении глубоких скважин в пластичных породах с долотами, требующих большого крутящего момента.

Разработан также способ снижения частоты вращения турбобура разделением потока на два: один проходит через ступени турбины, а другой – к насадкам долота, минуя турбину. Однако в скважинах малого диаметра не удается передавать достаточно большие мощности и крутящий момент на долото, особенно при бурении глубоких скважин.

Колонковые турбодолота КТД предназначены для бурения с отбором керна. Они имеют полый вал, в котором размещается керноприемное устройство.

Особенности турбинного бурения заключаются в следующем.

Улучшаются в отличие от роторного способа условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить ее, применить легкосплавные и тонкостенные бурильные трубы. Осевая нагрузка на долото, как и в роторном бурении, передается частью веса бурильной колонны, однако длина УБТ может быть уменьшена, поскольку передающий осевую нагрузку сжатый участок колонны не испытывает таких сложных напряжений, как при роторном бурении, реже встречаются усталостные поломки. Во избежание зависания и прилипания колонны к стенке скважины целесообразно периодическое ее проворачивание ротором. Срок службы бурильной колонны обычно в 2 раза больше, чем при роторном способе. Однако повышенные давления в циркуляционной системе вызывают более частый промыв резьб, что требует их тщательного контроля и смазывания, хорошего крепления, использования соединений повышенной герметичности.
Возрастает механическая скорость проходки вследствие высокой частоты вращения долота, что ведет к значительному росту коммерческой скорости, особенно для скважин небольшой и средней глубины. Однако снижается проходка на долото в связи с повышенным износом опор и вооружения долот, отсутствием долот с герметизированной опорой для высокооборотного бурения, ограничением перепада давления в насадке долота и скорости истечения бурового раствора из них. Недостаточно длителен межремонтный срок службы опор турбобура, что снижает эффективность применения износостойких алмазных долот, долот ИСМ; для их эффективного использования в ряде случаев недостаточен крутящий момент.
Могут использоваться все виды буровых растворов, исключение составляет лишь продувка воздухом. При бурении с промывкой аэрированными растворами удается частично полезно использовать установленную мощность привода компрессоров. Однако турбина имеет относительно низкие показатели при использовании очень вязких и утяжеленных растворов. Турбины и опоры быстро изнашиваются при высоком содержании в растворе твердой фазы, шлама и песка.
Облегчается отклонение ствола скважины в требуемом направлении.
Улучшаются условия работы обслуживающего персонала, так как отсутствует непрерывный шум ротора и уменьшаются вибрации на буровой.

Отмеченные преимущества турбинного бурения обусловили его широкое применение в нашей стране, особенно с переходом на кустовое бурение наклонно направленных скважин. Многие достижения по скоростной проводке скважин в стране связаны с этим способом. Объем турбинного бурения продолжает повышаться, несмотря на одновременное увеличение объемов бурения другими способами.

1.3.2. Бурение объемными винтовыми двигателями

Винтовые двигатели, применяемые за рубежом, представляют собой обращенный винтовой насос с однозаходным винтом. Они имеют характеристику, близкую характеристике турбобуров, несколько уступая им по мощности. Например, «Дайна-Дрилл» диаметром 197 мм при расходе жидкости 28 л/с имеет частоту вращения 320 об/мин, вращающий момент 1300 , мощность 42 кВт, перепад давления 1,7 МПа, что примерно соответствует характеристике турбобура А7Н4С.

На рис. 7.3 показан забойный винтовой двигатель типа Д2-172М. Он состоит из резинового статора 1, неподвижно закрепленного в корпусе и стального ротора 2. Ротор и статор представляют собой как бы пару зубчатых колес внутреннего зацепления. Зубья расположены по винтовой линии, поэтому ротор можно рассматривать как многозаходный винт, а статор – как многозаходную гайку, имеющие разные шаги. Число зубьев (заходов) статора на один больше, чем у ротора.

Ротор располагается в статоре наклонно и полностью разделяет входную и выходную полости двигателя. Буровой раствор, поступая под давлением в замкнутый объем, давит на поверхность ротора и заставляет его обкатывать поверхность статора, совершая планетарное движение. С помощью шарниров последнее преобразуется во вращательное движение шпинделя, который по назначению и устройству аналогичен шпинделю турбобура.

В середине 1970-х годов в нашей стране было начато серийное производство целой гаммы винтовых забойных двигателей (ВЗД). ВЗД применялись в интервале глубин 15-5560 м, а в Кольской сверхглубокой скважине СГ-3 ими выполнено 40 рейсов на глубине от 4332 до 9040 м. Они вполне удовлетворительно работают на всех существующих типах буровых растворов плотностью до 2 г/см3.

Характеристика винтового двигателя отличается от характеристики турбобура. Теоретически частота вращения его пропорциональна расходу бурового раствора и не зависит от вращающего момента. По мере роста крутящего момента на долоте увеличивается перепад давления:

где q – объем полостей винтового двигателя; - КПД двигателя.

Практически вследствие значительного трения в двигателе и утечек вращающий момент не прямо пропорционален перепаду давления, а частота вращения несколько уменьшается по мере роста вращающего момента, но гораздо меньше, чем у турбобура.

Теоретически частота вращения

- подача бурового насоса, дм3/с.

В винтовом двигателе энергия теряется на преодоление гидравлических сопротивлений, трение ротора о статор, трение в шпинделе, деформирование резины статора (для надежной герметизации полостей ротор входит в статор с определенным натягом). Поэтому максимальный КПД ВЗД невысок – 25-35%, а срок службы статора составляет в среднем только 30 - 50 ч. По мере износа статора натяг уменьшается и появляется зазор между ротором и статором, что приводит к снижению до 2 раз вращающего момента. Следовательно, ВЗД теряет способность принимать нагрузку на долото. В качестве борьбы с этим явлением разработаны двухсекционные ВЗД, которые по аналогии с секционным турбобуром содержат две двигательные и общую шпиндельные секции. Секционирование позволяет сохранять требуемую моментную характеристику ВЗД по мере износа статоров и значительно увеличить срок их службы.

Мощность винтового двигателя зависит от расхода бурового раствора и перепада давления:

Очень важную роль играет кинематическое отношение – отношение числа заходов ротора и статора. Оно при прочих равных условиях определяет соответственно M и n ВЗД.

Особенности бурения ВЗД

При бурении ВЗД в твердых породах проходка на долото увеличивается более чем в 2 раза, а в мягких на 20 – 50% по сравнению с турбобуром, механическая же скорость бурения в обоих случаях ниже на 20 – 50%. Тем не менее, при глубине скважины свыше 1500 – 2000 м ВЗД выгодны, ибо обеспечивают более высокую рейсовую скорость, которая является интегральным показателем эффективности механического бурения.

ВЗД проще по конструкции, имеет значительно меньшую длину и массу по сравнению с турбобуром. Небольшая длина очень выгодна для бурения наклонных и особенно горизонтальных скважин, поскольку можно до минимума снизить радиус искривления ствола и соответственно его длину.

При бурении ВЗД имеется возможность контролировать отработку долота по давлению и циркуляционной системе (на стоянке), поскольку перепад давления на двигателе пропорционален вращающему моменту, потребляемому долотом. ВЗД весьма перспективны для бурения долотами ИСМ, РСД с крупными резцами из алмазосодержащих композиционных материалов, шарошечными с маслонаполненными герметизированными опорами скольжения. Однако для этого необходимо существенно увеличить ресурс ВЗД, прежде всего за счет увеличения срока службы статора. В настоящее время разрабатываются многофункциональные двигатели ДК-108, комплектующиеся взаимозаменяемыми винтовыми парами различных параметров, позволяющими изменять частоту вращения от 20 до 230 об/мин. Они предназначены для выполнения самых разных специальных работ в бурящихся и ремонтирующихся скважинах. Разрабатывается также малогабаритный двигатель типа Д-48 для работ внутри НКТ на гибких непрерывных трубах диаметром 38 - 42 мм. Таким образом, ВЗД являются на сегодня весьма перспективными.