Нафтогазовидобувна діяльність на Полтавщині

Размещено на http://www.allbest.ru/

Зміст

Вступ

1. Ознайомлення з районом бурових робіт

2. Бурове обладнання

3. Буровий інструмент

4. Підготовчі роботи до буріння

5. Глиногосподарство

5.1 Функції промивальної рідини

5.2 Обладнання для приготування та обробки бурового розчину

5.3 Система очистки бурового розчину

6. Режими буріння

6.1 Особливості режиму буріння роторним способом

6.2 Особливості режиму буріння турбінним способом

6.3 Контрольно-вимірювальні прилади

7. Ускладнення в процесі буріння

7.1 Порушення пристовбурової зони

7.2 Поглинання промивальних рідин або тампонажних розчинів

7.3 ГНВП

7.4 Класифікація прихоплювання бурильних труб

8. Кріплення свердловин

8.1 Конструкція свердловини

8.2 Типи обсадних труб

8.3 Підготовчі роботи до спуску обсадної колони

8.4 Способи цементування

8.5 Обладнання для цементування

8.6 Тампонажні матеріали

9. СПО

10. Випробування свердловини на продуктивність

11. Техніка безпеки

11.1 Види інструктажів

11.2 Джерела небезпеки для персоналу в процесі буріння свердловин

11.3 Основні заходи з техніки безпеки, протипожежні заходи

11.4 Виробнича санітарія

11.5 Охорона довкілля

Використана література

Вступ

Україна - одна з найстаріших нафтогазовидобувних держав світу. Бурхливий розвиток нафтової промисловості розпочався вже на початку другої половини 19 століття, коли потреба суспільства в нафті та продуктах її переробки значно зросла. Це пов'язано з винаходом і виготовленням у Львові в 1853 році гасової лампи та винаходом і застосуванням двигунів внутрішнього згорання. Тому почали копати нафтові шахти глибиною понад 100 метрів, бурити свердловини за допомогою бурових верстатів, які широко застосовувались у соляному промислі. Вагомих успіхів у справі видобування нафти було досягнуто після запровадження у 1884 році так званого канадського способу вершення за допомогою верстатів ударного буріння, що дало змогу споруджувати свердловини глибиною понад 400 метрів і одержати знамениті Бориславські фонтани, слава про які швидко рознеслась по всій Європі та за її межі. У 1907 році запроваджено механізований видобуток нафти, завдяки чому загальний нафтовидобуток у старому Бориславі сягнув понад 10 млн. тонн.

На сьогодні в Україні відомі 273 газових, газоконденсатних і нафтових родовищ, з яких майже 200 перебувають у стані розробки або дослідно-промислової експлуатації. На території України існує три нафтогазоносних регіони: Карпатський, Дніпровсько-Донецький і Причорноморсько-Кримський.

Національною програмою "Нафта і газ України" передбачено збільшити обсяги буріння на 74%, в т. ч. на газ - у 2, 3 рази, на нафту - у 1,87 рази, розвідувального - у 1,44рази. Це забезпечить домогтися стабілізації об'ємів видобування нафти і газу з подальшим їх нарощуванням.

1. Ознайомлення з районом бурових робіт

Територія Полтавської області складалась під впливом горотворних процесів і вулканізму, трансгресій (наступів) древніх морів і накопичення потужних товщ морських відкладів, регресій (відступів) древніх морів і активізації ерозійних процесів, наступу і танення льодовиків антропогенового періоду.

Територія Полтавщини належить до двох геоструктур них районів: Українського кристалічного щита (УКЩ) і його північно-східних схилів та центральної частини Дніпрово-Донецької западини (ДДЗ). Обидві геотектонічні структури входять до складу Східноєвропейської ( Російської) платформи. Їх геологічна будова різна. УКЩ є однією з найдревніших геоструктур Землі. ДДЗ теж має древній докембрійський фундамент, але в час герценського геотектонічного циклу, в наслідок розширення і опускання земної кори, ділянки її фундаменту по лініях розлому були нерівномірно опущені. Територія ДДЗ протягом 340 млн. років заповнювалася морськими та континентальними відкладами, неодноразово піднімалась і опускалась. Характерною для УКЩ була тенденція підняття, а для ДДЗ - опускання. Походження та історія розвитку цих геотектонічних структур зумовили поширення геологічних відкладів, корисних копалин та характер рельєфу на території області.

Найдавніші геологічні утворення на території області - це гірські породи архейської ери (понад 2600 млн. років тому): амфіболіти, епідіабази, гнейси, мармури, сланці, гранодіорити та інше.

Утворення протерозойської ери (1700-1100 млн. років тому) представлено теж кристалічними породами: гранітами, сланцями, гнейсами, мігматитами, залізистими кварцитами. Вони виходять на денну поверхню в районі м. Кременчука, на півдні Кобеляцького району. В центральній частині області ці породи перекриті товщею осадових порід потужністю - 8-10 км з відкладами девонського, кам'яно-вугільного та пермського періодів на Полтавщині пов'язані родовища нафти і газу (Радченківське, Сагайдацьке, Машівське та інше). Юрський період (195-138 млн. років тому) на території області представлений морськими піщано-глинистими відкладами. В пізньоюрську епоху відбулося об'єднання моря ДДЗ з басейном центральних областей Російської платформи. В кінці юрського періоду відбувається нове підняття морського дна та обміління моря. Серед юрських відкладів на окремих ділянках спостерігаються прошарки оолітових та сидерит - шомозитових руд з вмістом марганцю. З відкладами тріасового та юрського періодів пов'язані окремі родовища газу на території області (Радчинківське та інші).

На Полтавщині розвідано понад 10 видів корисних копалин: нафта, газ, вугілля, торф, залізна руда, будівельні матеріали та інше. Вони добуваються більш як на 250 родовищах. Корисні копалини області зосереджені в двох структурних ярусах: в докембрійському кристалічному фундаменті (залізна руда, кам'яні будматеріали); в товщі осадових порід, що перекриває кристалічний фундамент (нафта, буре вугілля, торф, будматеріали).

Паливні корисні копалини області представлені нафтою, газом, бурим вугіллям, торфом. На території області, переважно у відкладах девонського, кам'яновугільного і пермського періодів палеозойської ери, відкрито понад 50 нафтових, нафто газоконденсатних, газових і газоконденсатних родовищ. Найбільші з нафто газоконденсатних родовищ: Розбищівське (Лохвицький та Гадяцький райони), Опішнянське (Зіньківський район), Яблунівське (Лохвицький район); з газоконденсатних - Абазівське (Полтавський район), Котелевське, Машівське, Розпашнівське (Чутівський район), Тимофіївське (Гадяцький район); з газових - Руденківське (Новосанжарський район).

Полтавщина займає перше місце серед областей України за запасами (біля 500млрд. м) і видобутком природного газу. Найбільше з газових родовищ - Яблунівське. Його запаси біля 100 млрд. м. Останнім часом відкрите Валюхівське родовище газу (300-400 тис. м. газу і 50 м. конденсату за добу). Запаси нафти в області менш значні - близько 20 млн. т. Добування її за останні роки скорочується. Найбільше родовище по запасах і видобутку нафти - Глинсько-Розбишівське. Його запаси складають близько 10 млн. т. Раніше на території Полтавщини було відкрито значну кількість родовищ нафти і газу. Але ці родовища не розроблялись, оскільки паливно - мастильні матеріали надходили з Росії. Зараз є необхідність повернутися до розробки законсервованих родовищ. Серед них є низько дебетні, але вони могли б використовуватись для місцевих потреб.

2. Бурове обладнання

Свердловини бурять в різноманітних геологічних і кліматичних умовах глибиною від декілька сот до декілька тисяч метрів. Тому необхідно мати бурові установки декількох класів, кожен з яких повинен задовольняти вимоги, що ставляться при бурінні у визначених умовах.

Основними параметрами бурових установок є допустиме навантаження на крюк і умовна глибина буріння. Перший параметр характеризує можливість бурової установки сприймати всі види вертикальних навантажень від ваги бурильної, обсадної колон і навантажень, які виникають при ліквідації аварій та ускладнень у свердловині.

Другий параметр умовний, оскільки гранична глибина буріння з допомогою даної установки може збільшуватись або зменшуватись у зв'язку з можливою зміною конструкції свердловини, яка визначає вагу бурильних та обсадних колон.

Виходячи з цього, стандартом передбачено випуск установок одинадцяти класів з умовним діапазоном глибин буріння від 600 до 12500 м і допустимим навантаженням на крюк від 800 до 8000 кН.

Бурова установка складається з:

1. комплекту спуско-підіймального обладнання (вишка, лебідка, талева система);

2. обладнання для обертання бурильної колони (ротор, вертлюг);

3. комплекту обладнання і ємностей для промивання свердловин (бурові насоси, блок очистки промивальної рідини, проміжні ємності, приймальні ємності бурових насосів);

4. силового приводу (двигуни внутрішнього згорання, електродвигуни та інше);

5. блоку приготування промивальної рідини;

6. допоміжного обладнання (консольно-поворотний кран, допоміжна лебідка, побутові приміщення, запасні ємності).

Бурове обладнання монтується на металевих основах. Для входу в бурову і для підтягування труб та інструментів передбачені спеціальні містки.

Деякі бурові установки укомплектовані великими блоками (вишковим, лебідковим, силовим,насосним, блоком приготування промивальної рідини та інше), що дозволяє здійснювати монтування великих блоків і демонтування обладнання та швидке перевезення блоків на нову площу транспортними засобами на гусеничному або колісному ходу та гелікоптерами. У болотистих районах і в тайзі використовують бурові установки універсальної монтажоздатності для кущового буріння з так званим ешелонним розміщенням блоків обладнання.

Бурові установки кожного класу залежно від приводу поділяються на дизельні, дизель - гідравлічні, електричні і дизель - електричні.

Бурову установку для буріння конкретної свердловини або групи свердловин вибирають за номінальною вантажопідйомністю і глибиною буріння. Використання установок вищого класу (більшої вантажопідйомності і потужності), ніж це вимагається глибиною та конструкцією свердловини, не раціонально, через те що, не даючи суттєвого підвищення швидкості буріння, це веде до збільшення вартості робіт. При виборі класу бурової установки необхідно враховувати конкретні геологічні, кліматичні, енергетичні, шляхово - транспортні та інші умови буріння. Відповідно до цього вибирають тип приводу (дизельний, електричний і т. д.), а також схему монтування і транспортування бурової установки.

Обладнання для проведення СПО

Процес буріння супроводжується спуском і підйомом бурильної колони у свердловину, а також підтриманням її на вазі.

Вага бурильного інструменту може досягати декількох мН.

Для того, щоб зменшити навантаження на канат, застосовують обладнання для СПО, яке складається з вишки, бурової лебідки і талевої системи.

Талева система, в свою чергу складається з нерухомої частини - кронблока, встановленого на верхній основі вишки на рамі, і рухомої частини - талевого блока, крюка або крюкоблока, талевого каната та штропів.

Спуско-підіймальне обладнання є невід'ємною частиною будь - якої бурової установки не залежно від способу буріння.

Бурова вишка призначена для підйому і спуску бурильної колони та обсадних труб у свердловину, утримання бурильної колони на вазі під час буріння, а також розміщення в ній талевої системи, бурильних труб і частини обладнання, необхідного для здійснення процесу буріння. Вишки являють собою решітчасті конструкції, виконані з профільного заліза або труб.

Бурові вишки розрізняються за конструкцією, висотою та вантажопідіймальністю.

За конструкцією бурові вишки поділяються на два типи:баштові і щоглові.

Баштові вишки - це вишки, у яких навантаження передається на чотири опори. У вишках щоглового типу навантаження передається на одну або дві опори.

Вишки випускаються висотою 33, 41, 42,47, 52, 53, 64, 70, 73 м.

Вишка баштового типу - це чотиригранна зрізана піраміда.

Нижня основа вишки має розмір 8*8 м (для 41-42 м) або 10*10 м (для 53 м), а верхня - 2*2 м. На верхній основі піраміди встановлюють підкронблочні балки, до яких кріпиться крон блок, огороджений перилами. На вишках висотою 41 м. на висоті 22 м монтується чотиристоронній балкон з квадратним прогоном посередині і площадкою, яка виступає всередину вишки для обладнання робочого місця помічника бурильника (верхового). Вишки висотою 53 м обладнані двома балконами для роботи з 25-ти і 36-ти метровими свічками.

Для буріння надглибоких свердловин (до 15000 м) використовуються баштові вишки з вертикальними колонами.

Навколо бурової вишки споруджують маршові сходи з перилами.

Найпоширенішими серед щоглових вишок є вишки А - подібного типу, які мають ряд переваг порівняно з вишками баштового типу: менша металоємність, менша кількість деталей, полегшується монтування і демонтування, покращуються умови роботи по затягуванню труб у бурову і викиданню їх з бурової, а також видимість у буровій.



Баштові вишки монтують з допомогою спеціальних підйомників методом "зверху - вниз". Вишки А - подібного типу монтують у горизонтальному положенні і піднімають у вертикальне з допомогою стріли і бурової лебідки або трактора.

Бурові лебідки

Призначені для спуску і підйому бурильної колони, утримання на вазі бурильної колони під час буріння і при промиванні, подачі бурильної колони у міру заглиблення долота в породу, спуску обсадних колон. Бурові лебідки призначені також для передачі обертання ротору (при відсутності індивідуального приводу до ротора), проведення допоміжних робіт по підтягуванні важких предметів до устя свердловини і від нього, згвинчування та розгвинчування труб (при відсутності ключів з індивідуальним приводом), підйому вишки у вертикальне положення.

Бурова лебідка складається із зварної рами, на якій встановлені на підшипниках кочення підйомний і трансмісійний (один або два) вали, стрічкові та гідравлічні або електричні гальмівні механізми і пульт управління. Крім того, на деяких лебідках монтуються коробки зміни передач, які дозволяють скоротити кількість валів лебідки. За кількістю валів лебідки діляться на одновальні, двобальні і тривальні. Кінематичний зв'язок між валами лебідок здійснюється з допомогою ланцюгових передач.

Підйомний вал є основним валом бурової лебідки, а в деяких - і єдиним. На підйомному валу, крім зірочок ланцюгової передачі, монтують барабан для намотування талевого канату, стрічкові гальма і муфту, яка з'єднує вал з гідравлічними або електричними гальмами.

Трансмісійний і проміжний (котушковий) вали бурової лебідки здійснюють кінематичний зв'язок між підйомним валом і приводом лебідки. Трансмісійний вал у ряді випадків використовують для передачі обертання ротора і для під'єднання до лебідки автомата подачі долота.

На проміжному валу, крім зірочок ланцюгової передачі, для передачі обертання підйомному валу у ряді випадків монтують спеціальні котушки для проведення робіт по підтягуванню вантажів, по згвинчуванню та розгвинчуванню труб при СПО. Останнім часом для виконання цих робіт застосовують допоміжні лебідки і пневматичні розкріплювачі.

Бурові лебідки обладнуються двома видами гальм: стрічковими та гідравлічними або електричними.

Стрічкові гальма служать для утримання колони труб на вазі, регулювання швидкості спуску і повного гальмування в кінці спуску, а також для подачі долота в процесі буріння, якщо бурять без автомата подачі.

Бурові лебідки обладнуються двострічковими гальмами з ручним та пневматичним управлінням.

Гідравлічні гальма призначені для сповільнення спуску бурильних і обсадних колон. Вони мають ряд вад, головними з яких є різке зниження гальмівного моменту при зниженні швидкості обертання ротора гальм і неможливість регулювання гальмівного моменту. Тому останнім часом почали застосовувати електричні гальма (електродинамічні і електромагнітні порошкові), які забезпечують регулювання швидкості спуску і плавну посадку інструменту на стіл ротора без використання стрічкових гальм.

Для приведення в дію зубчастих коліс застосовують шино пневматичні муфти, які дозволяють здійснювати дистанційне зчеплення з допомогою стиснутого повітря, і кулачкові зчеплювальні муфти, якими управляють вручну. У деяких лебідках застосовують зубчасті, фрикційні та електричні муфти зчеплення.

Талева система призначена для перетворення обертового руху барабана лебідки в поступальне (вертикальне) переміщення крюка і зменшення навантаження на струни каната.

Через канатні шківи крон блока і талевого блока у визначеному порядку пропускається стальний талевий канат, один кінець якого з допомогою спеціального пристрою кріпиться нерухомо до основи вишкового блока, а другий кінець, який називається ходовим, кріпиться на барабані лебідки.

Залежно від умов буріння і класу бурової установки застосовують різне оснащення талевої системи: 4*5, 5*6, 6*7. Перша цифра вказує на кількість працюючих роликів талевого блока, а друга - кронблока.

Кронблок

Являє собою раму, на якій змонтовані осі і опори зі шківами. Конструктивно крон блоки бурових установок відрізняються один від одного головним чином кількістю канатних роликів, кількістю і розміщенням осей, на яких вони встановлені.

Талевий блок являє собою зварний корпус, в якому розміщені шківи і підшипникові вузли, як і в крон блоках.

У талевих системах застосовуються стальні круглі шестирядні канати тросової конструкції, які одержують в результаті подвійного звивання дротів у прядки, а їх - в канати. Прядки сплітаються навколо осердя з органічного матеріалу (рослинні або мінеральні волокна) або стального каната.

Оскільки талеві канати зі стальним осердям є міцнішими на розрив, і жорсткішими, то їх доцільно застосовувати при бурінні глибоких свердловин. Бурові установки в цьому випадку мають канатні ролики збільшених діаметрів, що дещо полегшує умови роботи канату на згин.

При сплетенні в прядки дроти розміщують без перехрещування (пряме або односторонне сплетення) або з перехрещуванням ( хрестове сплетення). Сплетення прядок навколо осердя також може бути прямим (одностороннім), коли напрямок прядок в канаті і дротів в прядці співпадають, і хрестовим - при їх перехрещуванні. Дроти в прядки і прядки навколо осердя сплітають з правим і лівим напрямком.

При бурінні нафтових і газових свердловин застосовують талеві канати правого хрестового сплетення, які виключають закручування талевої системи і задовольняють прийняті умови кріплення ходової вітки каната і намотування його на барабан лебідки.

Бурові крюки

Виготовляються у вигляді окремих крюків або крюків, з'єднаних з талевим блоком - крюкоблоків. У сучасних бурових установках застосовуються крюкоблоки. Крюк призначений для підвішення з допомогою штропів з елеватором бурильної і обсадної колони в процесі СПО, для підвішення вертлюга з бурильною колоною в процесі буріння, а також для спуску, підйому і підтягування вантажів.

При бурінні застосовуються трирогі крюки. Основний ріг призначений для під вішення вертлюга, а два бокових - для під вішення з допомогою штропів елеваторів.

Крюкоблок являє собою суміщення конструкції талевого блока і крюка. Крюкоблоки мають меншу загальну висоту, ніж у талевого блока і крюка разом взятих, компактнішу конструкцію.

Обладнання для обертання бурильної колони

Ротор

Призначений для передачі обертового руху бурильній колоні і долоту, для повного або часткового підтримання на вазі бурильної колони з допомогою елеватора або клинів при СПО і допоміжних роботах і обсадної колони при її спуску в свердловину. Тому ротор повинен забезпечувати необхідну частоту обертання бурильної колони і легко змінювати напрям обертання, а вантажопідйомність його повинна перевищувати вагу найважчої ( бурильної чи обсадної) колони.

Ротор складається з литого стального корпуса, у внутрішній порожнині якого встановлений на упорному кульовому підшипнику стіл з закріпленим з допомогою гарячої посадки зубчатим конічним вінцем. Конічний вінець входить у зачеплення з конічною шестернею, яка посаджена на валу, що обертається, на двох підшипниках. У нижній частині встановлюється допоміжна опора. Верхня частина стола ротора закрита кільцевим кожухом, який огороджує периферійну частину стола, що обертається. На консольній частині роторного вала змонтована зірочка, через яку до ротора з допомогою ланцюгової передачі передається потужність від приводу. У деяких бурових установках привід ротора від двигунів лебідки здійснюється з допомогою карданної передачі.

Діаметр отвору у столі ротора визначає максимальний розмір долота, яке може бути пропущене через нього. У центральний отвір вмонтовані вкладки, в які встановлюють клини для ведучої труби.

Для змащування деталей, що труться, і відводу тепла, що утворюється під час роботи зубчатих передач і підшипників, у станину ротора заливають масло.

Обладнання для промивання свердловини

Вертлюг

Є проміжною ланкою між крюкоблоком і буровим шлангом, що переміщуються вертикально, з однієї сторони і бурильною колоною, що обертається навколо власної осі, з іншої. Він служить своєрідною п'ятою, яка сприймає осьові навантаження від ваги колони та інші, а також пристроєм для подачі промивальної рідини з нагнітальної лінії бурових насосів у бурильну колону.

Вертлюг складається з 2 вузлів - системи деталей, що обертаються, і нерухомих деталей. Нерухому частину вертлюга підвішують до підйомного крюка, а до частини вертлюга, що обертається, підвішують бурильну колону. Крім основного опорного підшипника, є упорний кульовий підшипник, який сприймає навантаження від ваги нерухомих деталей вертлюга, а також динамічні навантаження та удари, які виникають при бурінні і направлені вверх. Для центрування ствола вертлюга в корпусі є 2 радіальних підшипники. Для ущільнення зазорів між нерухомими і рухомими деталями вертлюг має три сальникові ущільнення: сальник напірний, що встановлюється між нерухомою напірною трубою і столом вертлюга, що обертається, для ущільнення потоку промивальної рідини, яка рухається під високим тиском, і два сальники, які ущільнюють масляну ванну внутрішньої порожнини корпуса вертлюга. В наслідок важких умов роботи основний підшипник працює в масляній ванні. Для з'єднання з бурильною колоною на нижній кінець ствола нагвинчується перевідник з лівою різьбою.

Буровий шланг

Призначений для підводу промивальної рідини від стояка, встановленого біля ноги вишки, до вертлюга. Шланг являє собою пустотілий циліндр і складається з внутрішнього гумового шару, декількох шарів прогумованої тканини з закладеними в них шарами стрічки, сплетеної із стального дроту, і зовнішньої гумовотканинної або гумової оболонки. На кінцях шланга закріплені 2 стальних штуцера з фланцями для з'єднання з вертлюгом і стояком. Такі бурові шланги розраховані на роботу при внутрішньому тиску 20-25 МПа.

Крім гнучких випускають металеві багато ланцюгові шланги, які складаються з декількох патрубків довжиною 2-2,5 м. кожний і зв'язані між собою спеціальними вертлюжними з'єднаннями з кульовими підшипниками. При звичайних температурах деякі стальні шланги можуть витримувати робочий тиск до 100 МПа.

Бурові насоси

Призначені для подачі під тиском промивальної рідини в свердловину. Для буріння використовують горизонтальні поршневі дво або трициліндрові насоси подвійної дії. Такі насоси можуть при достатньо великій продуктивності створювати високий тиск.

Принцип роботи: при обертанні вала з кривошипом, шатун, здійснюючи коливальний рух, приводить в дію крейцкопф, який рухається зворотно - поступально в прямолінійному напрямку і рухає зв'язаний з ним з допомогою штоку поршень. Поршень здійснює рух в середині циліндра, у верхній частині якого встановлені нагнітальні клапани. Всмоктуючі клапани з'єднані з допомогою всмоктувального трубопровода з фільтром з приймальною ємністю. Нагнітальні клапани з'єднані з нагнітальним компенсатором і напірною лінією. При русі поршня вправо в лівій частині циліндра створюється розрідження, і під атмосферним тиском рідина з приймальної ємності піднімається по всмоктуючій лінії, відкриває всмоктувальний клапан і надходить у циліндр. У той же час в правій частині циліндра рідина нагнітається в напірну лінію через нагнітальний клапан. При цьому в лівій частині нагнітальний клапан, а в правій всмоктувальний - закриті. При зворотному русі поршня всмоктування відбувається у правій частині, а нагнітання - в лівій. Таким чином, при переміщенні поршня в будь - який бік в одній половині відбувається всмоктування, а в іншій - нагнітання, тобто спостерігається подвійна дія насоса.

3. Буровий інструмент

Для проведення СПО Бурова бригада повинна бути обладнана, по - перше, інструментами для захоплення і під вішення колони труб (елеваторами, клинами і. т. д.) і, по - друге, інструментом для згвинчування і розвинчування бурильних та обсадних труб (механічні ключі).

Для захоплення і під вішення колони труб використовують елеватори, клини і спайдери.

Елеватор

Застосовують для захвату і утримання на вазі колони бурильних (обсадних) труб при СПО та інших роботах на буровій. Застосовують елеватори різних типів, які відрізняються розмірами в залежності від діаметра бурильних і обсадних труб, вантажопідйомністю, конструктивним виконанням і матеріалом для їх виготовлення.

Широко розповсюджені корпусні елеватори типу КМ. Вони призначені для захвату і утримання на вазі колони бурильних або обсадних труб діаметрами від 60 до 377 мм.

Основними деталями елеватора є: корпус і стулка виготовлені із сталевих поковок. В першій частині корпусу знаходиться защолка, яка утримує стулку в закритому положенні. На стулці шарнірно закріплена ручка , при опусканні і повороті якої "на себе" відкривається защолка і стулка елеватора. У верхній частині корпуса елеватора є розточування під муфту труби. Запобіжники штропів які встановленні в проушенах елеватора забезпечують вільний ввід штропів в проушини і запобігають випаданню їх в процесі роботи.

Елеватор при допомозі штропів підвішується до підйомного крюка.

Клини

Для бурильних труб використовують для підвішення бурильного інструменту на столі ротора. Вони вкладаються в конусний отвір між трубою і всавками ротора. Застосування клинів прискорює роботу по СПО. В наш час широко використовуються автоматичні клини з пневматичним приводом (клини в ротор вставляються не в ручну, а за допомогою спеціального приводу, яким управляє бурильник). Клини для обсадних труб (елеватори з плашковими захватами). Для спуску важких обсадних колон застосовують клини з нероз'ємним корпусом. Клини встановлюються на спеціальних підкладках над устям свердловини. Клин складається із масивного корпуса, сприймаючого вагу обсадних труб. В середині корпусу знаходяться плашки призначені для захвату обсадних труб і утримання їх в підвішеному вигляді. Підйом і спуск плашок виконується поворотом ручки в одну чи іншу сторону навколо клина, що досягається наявністю нахилених направлених вирізів в корпусі, по яких за допомогою важеля перекочуються ролики плашок.

Бурові труби та з'єднуючі муфти

Відповідно до стандарту виготовляють такі типи стальних бурильних труб:

· З висадженими в середину кінцями і з'єднуючими муфтами до них (Тбв).

· З висадженими назовні кінцями і з'єднуючими муфтами до них (Тбн)

· З висадженими всередину кінцями і конічними стабілізуючими поясками (ТБВК).

· З висадженими назовні кінцями і конічними стабілізуючими поясками (ТБПВ).

· З привареними з'єднувальними кінцями (ТБПВ).

· Труби для буріння з електробуром (ТБПВЕ).

Крім стальних, виготовляються також бурильні труби з алюмінієвих сплавів (ЛБТ).

Стандартом передбачено випуску труб довжиною 6,8 і 11,5 м, зовнішнього діаметра від 60 до 168 мм. На кінцях труби нарізається конічна різьба трикутного (на довжині 25,4 мм - 8 витків) або трапецієвидного (на довжині 25,4 мм - 5 витків) профілю. Труби першого і другого типів виготовляються з правою і лівою різьбою, а третього і четвертого типів - із правою, а за згодою виготовлювача із замовником - і з лівою.

Бурильні труби і з'єднувальні муфти виготовляються із сталей груп міцності Д, К, Е, Л, М, Р, Т. Труби і муфти повинні бути термічно оброблені, а зовнішні поверхні - пофарбовані.

Труби типу ТБПВ застосовують при турбінному і роторному способах буріння. Для комплектування бурильних колон, призначених для буріння свердловин з електробуром, випускаються труби типу ТБПВЕ діаметром 127 і 140 мм, які відрізняються від труб ТБПВ конструкцією з'єднувальних кінців.

Застосування труб з привареними з'єднувальними кінцями типу ТБПВ дає також добрі результати при бурінні похило - направлених свердловин, оскільки складені з них бурильні колони мають рівно прохідний отвір, що полегшує умови спуску і підйому приладів, які використовуються для контролю за положенням відхилювача в свердловині.

Вадою бурильних труб типу ТБПВ є можливе паралельне зміщення і перекос осей з'єднувальних кінців і труби, що ведуть до одностороннього зносу кінців, додаткових згинаючих навантажень і передчасного виходу з ладу бурильної колони. Ця вада може бути однією з причин, яка сприяє викривленню свердловини.

Бурильні труби з алюмінієвих сплавів (легко сплавні) (ЛБТ) застосовуються таких типів: з внутрішніми кінцевими потовщеннями і стальними бурильними замками; з потовщеною стінкою по всій довжині.

ЛБТ з внутрішніми кінцевими потовщеннями випускають з конічною трубною трикутною різьбою і конічною трубною трапецієвидною різьбою, з конічним стабілізуючим пояском. ЛБТ виготовляють довжиною 9 і 12 м діаметром 114, 129 і 147 мм.

ЛБТ з потовщеною стінкою по всій довжині мають на кінцях замкову різьбу, виконану на ніпелі і в муфті. З'єднуються ці труби одна з одною безпосередньо, і тому одержали назву ЛБТ без замкової конструкції. Ці труби випускають довжиною 6 м і діаметром 146, 159 і 180 мм. Рекомендують застосовувати ЛБТ потовщеної конструкції при бурінні похилих свердловин в інтервалах набору кривизни, а також в якості вибійних амортизаторів.

Важливою перевагою ЛБТ є їх діамагнітність, що дозволяє заміряти зенітний кут та азимут свердловини інклінометрами, які спускають у бурильну колону. До переваг ЛБТ треба зачислити і наявність у них гладкої внутрішньої поверхні, що знижує гідравлічні опори приблизно на 20% порівняно зі стальними бурильними трубами аналогічного перерізу.

Однак ЛБТ має ряд вад: їх не можна експлуатувати при температурах вищих 150 градусах С, так як при вищих температурах міцнісна характеристика сплав Д16Т різко знижується; неможливість їх експлуатації при наявності в свердловині промивальної рідини з концентрацієу водневих іонів рН > 10.

Бурильні замки

У процесі спуску і підйому бурильної колони недоцільно згвинчувати усі труби, з яких зібрана колона. Набагато швидше здійснювати СПО при згвинчуванні - розгвинчуванні декількох труб у зборі. Комплект таких труб прийнято називати свічкою. Свічка може бути зібрана довжиною біля 25 м із двох труб при висоті вишки 41-45 м і довжиною біля 37 м з трьох труб при висоті вишки 53-58 м. З'єднання труб у свічки і свічок одна з одною здійснюється з допомогою бурильних замків.

У бурильній колоні основними з'єднуючими елементами є бурильні замки, які випускають декількох типів:

1. ЗН - з діаметром прохідного отвору значно меншим, ніж діаметр прохідного отвору труб з висадженими всередину кінцями.

2. ЗШ - з діаметром прохідного отвору приблизно таким, як і діаметр прохідного отвору труб з висадженими всередину кінцями.

3. ЗУ - із збільшеним, порівняно із замками ЗШ, діаметром прохідного отвору для труб з висадженими назовні кінцями.

Замки ЗН і ЗШ використовують для з'єднання бурильних труб з висадженими всередину кінцями. Значне звуження прохідного отвору в бурильних замках типу ЗН значно збільшує втрати тиску при циркуляції промивальної рідини. Тому такі бурильні замки використовують тільки при роторному способі буріння. Замки типу ЗУ застосовують як при роторному, так і при бурінні з вибійними двигунами.

Для з'єднання бурильних труб з висадженими всередину кінцями і стабілізуючими поясками розроблені бурильні замки ЗШК, з висадженими назовні кінцями - бурильні замки ЗУК.

Кожний із типів бурильних замків складається із ніпеля і муфти і має свої розміри.

Ніпель і муфта бурильного замка з'єднуються між собою з допомогою конічної великої різьби трикутного профілю, яка дістала назву замкової, а приєднання цих деталей до бурильних труб здійснюється за допомогою конічної дрібної трубної різьби трикутного або трапецієвидного профілю.

Замкова різьба має всі витки однакового профілю, тому при згвинчуванні ніпеля з муфтою вони знаходяться в повному зачепленні по всій довжині різьби, а упорний торець муфти контактує з упорним торцем ніпеля, що створює умови для забезпечення герметичності з'єднання.

Обважнені бурильні труби

Обважнені бурильні труби (ОБТ) призначені для створення осьового навантаження на долото і збільшення жорсткості і стійкості нижньої частини бурильної колони.

ОБТ бувають таких типів:

· з гладкою поверхнею на всій довжині;

· з конусним проточуванням у верхній частині;

· збалансовані;

· квадратного перерізу по периметру;

· зі спіральними канавками.

ОБТ перших двох типів мають на кінцях замкову різьбу. При наявності на трубі з одного кінця зовнішньої, а з іншого - внутрішньої різьби ОБТ називають проміжною, а при наявності на обидвох кінцях внутрішньої різьби - наддолотною. Комплект ОБТ має одну наддолотну трубу і необхідну кількість проміжних труб. ОБТ цих типів випускають таких діаметрів та довжин:

Діаметр, мм 146 178 203 219 245

Довжина, м 8 12 12 8 7

Виготовляють ОБТ перших двох типів із сталей групи міцності Д і К методом прокатування без подальшої термічної обробки, що обумовлює їх недостатню міцність і невисоку зносостійкість, особливо в різьбових з'єднаннях. Крім того, вони мають значні допуски на кривизну, різностінність та овальність. Внаслідок цього, під час роботи долота на вибої відбувається биття бурової колони і, як наслідок, виникнення динамічних навантажень, що негативно впливає на умови роботи бурильної колони і долота.

Ведучі бурильні труби

Призначені для передачі обертання бурильної колони від ротора і реактивного моменту від вибійного двигуна до ротора при одночасній подачі бурильної колони та циркуляції промивальної рідини. При бурінні нафтових і газових свердловин застосовують ведучі бурильні труби збірної конструкції, яка складаються з квадратної товстостінної штанги, верхнього штангового перевідника і нижнього штангового перевідника. На верхньому кінці штанги нарізана зовнішня трубна різьба лівого напрямку, а на нижньому - зовнішня трубна різьба з правим напрямком. Верхній штанговий перевідник має для приєднання до штанги ліву трубну різьбу, а на іншому кінці - внутрішню замкову ліву різьбу.

Нижній штанговий перевідник має для приєднання до штанги внутрішню трубну праву різьбу, а на іншому кінці - зовнішню замкову праву різьбу.

Ведучу трубу в зборі рекомендується приєднувати до ствола вертлюга з допомогою перевідника, який запобігає зношуванню різьби на ПШВ і стволі вертлюга.

Перевідники

Перевідники призначені для з'єднання елементів бурильної колони з різьбами різних типів і розмірів, а також для приєднання до бурильної колони інструментів.

Всі перевідники (крім штангових) поділяються на три типи:

1. Перевідники перехідні або запобіжні (ПП);

2. Перевідники муфтові (ПМ);

3. Перевідники ніпельні (ПН).

Перевідники перехідні призначені для переходу від різьби одного типу до різьби іншого типу, для з'єднання елементів бурильної колони різних діаметрів, для приєднання до бурильної колони різних інструментів.

Перевідники муфтові і ніпельні призначені для з'єднання елементів бурильної колони, розміщених один від одного ніпелями або муфтами.

Стандартом передбачено виготовлення перевідників і бурильних замків із одного и того ж матеріалу і з однаковим зовнішнім діаметром. Діаметр прохідного отвору перевідника повинен бути не меншим мінімального внутрішнього діаметра бурильного замка.

З метою покращення умов експлуатації бурильної колони, в ній встановлюють фільтр, зворотний клапан, а на ній - запобіжні кільця, калібратори, центратори, стабілізатори.

Фільтр призначений для очищення промивальної рідини від значних домішок, які потрапили в циркуляційну систему. Він встановлюється всередині бурильної колони між ведучою та бурильними трубами.

Зворотний клапан встановлюється у верхній частині бурильної колони для запобігання викиду промивальної рідини через бурильну колону.

Запобіжні кільця монтують на бурильній колоні для захисту від зносу кондуктора, проміжної обсадної колони, бурильних труб та їх з'єднувальних елементів у процесі буріння і СПО.

Калібратори, цнтратори, стабілізатори в різному співвідношенні їх кількості і типів встановлюють у нижній частині бурильної колони для зменшення імовірності довільного викривлення вертикальних свердловин, а також для управління траєкторією осі похило - направлених свердловин.

Калібратори

Призначені для вирівнювання стінки свердловини і встановлюється безпосередньо над долотом.

Застосовують шарошкові калібратори з фрезерованими зубцями або твердосплавними вставками, а також і лопатеві калібратори з різною кількістю тупих лопатей, розміщених вздовж твірної корпуса калібратора або зі спіральним їх розміщенням щодо осі корпуса калібратора.

Діаметри калібратора і долота повинні бути однаковими.

Центратори

Призначені для забезпечення суміщення осі бурильної колони з віссю свердловини в місцях їх встановлення.

Стабілізатори

Довжина яких в декілька разів більша довжини центраторів, призначені для стабілізації зенітного кута свердловини. Встановлюють стабілізатори безпосередньо над калібратором або поблизу нього, але так, щоб ОБТ, розміжене між калібратором і стабілізатором, при створенні навантаження на долото не згиналась.

Породоруйнуючі інструменти

Призначені для концентрованої передачі енергії гірській породі з метою її руйнування і створення свердловини циліндричної форми.

Руйнування будь - якої гірської породи при обертальному бурінні відбувається в результаті дії двох сил: вертикального (осьового) навантаження на долото, створю чого частиною ваги колони бурильних труб, і горизонтальної сили, яка створюється обертанням колони бурильних труб або валом вибійного двигуна.

Характер руйнування гірських порід залежить від їх твердоті та пластичності. М'які пластичні породи ( глини) ефективно руйнуються різанням. Причому ефективність руйнування таких порід збільшується із збільшенням гострості робочих (ріжучих) елементів долота. У міру підвищення твердості і зниження пластичності руйнування гірських порід різанням стає все менш ефективним. У зв'язку з цим, для порід середньої твердості (глинисті сланці, аргиліти та ін.) застосовують долота, які забезпечують поєднання дроблення породи із зколюванням.

Долота дробляче-сколюючої дії повинні мати достатню довжину та загострення робочих елементів, що забезпечує їх проникнення в розбурювань гірську породу на велику глибину.

Тверді та абразивні породи наефективніше руйнуються дробленням в результаті ударів робочих елементів об породу. В цьому випадку робочі елементи долота повинні бути достатньо міцними.

Малоабразивні тверді і міцні породи добре руйнуються мікрорізанням. Робочі елементи доліт, які забезпечують руйнування порід мікрорізанням, повинні мати дуже високу твердість, а їх кількість повинна бути такою, щоб забезпечити руйнування породи на всій поверхні вибою.

За характером руйнування породи бурові долота класифікуються таким чином:

1. Долота ріжуче-сколюючої дії, які призначені для розбурювання в'язких і пластичних порід невеликої твердості та малої абразивності;

2. Долота дроблячи-сколючої дії, які призначені для розбурювання неабразивних і абразивних порід середньої твердості;

3. Долота дроблячої дії, які призначені для розбурювання неабразивних і абразивних твердих, міцних та дуже міцних порід;

4. Долота ріжуче-стираючої дії, які призначені для буріння в неабразивних породах середньої твердості і твердих, а також для розбурювання порід, що чергуються за твердістю, абразивних і неабразивних порід.

За призначенням бурові долота можуть бути об'єднані в 3 групи:

· Для руйнування породи з утворенням суцільного вибою свердловини (буріння для відбору керна);

· Для руйнування проди з утворенням кільцевого вибою свердловини (буріння з відбором керна);

· Для виконання спеціальних робіт.

За конструктивним виконанням бурові долота поділяються на: лопатеві, шарошкові, алмазні і твердосплавні.

Лопатеві долота

Застосовуються при бурінні нафтових і газових свердловин ріжуче - сколюючого і ріжуче - стираючого типів. До першої різновидності належать дво - (2 л) і 3 лопатеві (3 л) долота, а до другої - 3 лопатеві(3ИР) і 6 лопатеві (6ИР), і 6 лопатеві долота (ИСМ). Долота 2Л і 3Л використовують для буріння в неабразивних м'яких пластичних породах і для буріння в неабразивних м'яких породах з пропластками неабразивних порід середньої твердості. Долота 2Л виготовляються суцільно кованими, а долота 3Л - зварними.

Дволопатеве долото 2Л

Складається із корпуса та 2 лопатей, відштампованих як єдине ціле. Досить широко застосовуються лопатеві долота великих розмірів типу РХ (Риб'ячий хвіст), які являють собою плоску, в нижній частині розрублену лопатку, дві половини якої зігнуті в протилежні сторони, а краї обидвох половин загострені у вигляді леза. Для пропуску рідини долото РХ має промивальний отвір. Долота 2Л згідно зі стандартом випускають діаметром від 76,0 до 165,1 мм із звичайною системою промивання.

Трилопатеві долота 3Л

Мають ширше застосування, ніж дволопатеві. Долото 3Л складається із корпуса, верхня частина якого має ніпель із замковою різьбою для приєднання до бурильної колони, і трьох приварених до корпуса долота лопатей, які розміщені стосовно одна до одної під кутом 120 градусів. Промивальні отвори розміщені між лопатями.

Лопаті виконані загостреними і дещо нахиленими до осі долота в напрямку його обертання. Для збільшення зносостійкості доліт їх лопаті укріплюють (армують) твердими сплавами. Долота 3Л згідно зі стандартоми випускаються діаметром від 120,6 до 469,9 мм як із звичайним , так із гідромоніторним промиванням.

Суттєвою вадою доліт 2Л і 3Л є інтенсивне зношування їх лопатей у зв'язку з безперервним контактом ріжучих та калібруючи ствол свердловини країв лопатей долота з вибоєм та стінкою свердловини.

Долота 3ИР відрізняються від доліт 3Л тим, що лопатки дещо притуплені, а не загострені і приварені до корпуса так, що вони сходяться на осі, а не нахилені до неї. Краї лопатей додатково укріплені твердосплавними штирями (вставками). Долота 3ИР випускають діаметром від 190,5 до 269,9 мм.

Долота 6ИР мають три основні лопаті, які служать для руйнування породи вибою і три додаткові укорочені лопаті, які калібрують стінки свердловини. Основні лопаті притуплені і сходяться на осі долота. Дотаткові лопаті також притуплені і розміщені між основними лопатями. Ці долота призначені для буріння в породах середньої твердості. Виготовляють їх без насадок і з насадками діаметром від 139,7 до 269,9 мм.

Долота ИСМ за конструкцією відрізняється від 6ИР формою робочої поверхні основних трьох лопатей і розміщенням трьох додаткових укорочених лопатей. Основні лопаті сходяться на осі долота, а додаткові розміщені асиметрично стосовно основних. Промивальні отвари просвердлені у корпусі долота. Випускають долота діаметром від 91,4 до 391,3 мм без насадок або з насадками.

Шарошкові долота

В Україні і за кордоном основний об'єм буріння Н/Г свердловин виконується шарошковими долотами. Шарошкові долота мають такі переваги порівняно з лопатевими:

1. площа контакту шарошкових доліт з вибоєм набагато менша, але довжина їх робочих елементів більша, що значно підвищує ефективність руйнування гірських порід;

2. шарошкові долота перекочуються по вибою на відміну від лез лопатевого долота, ковзаючи по ньому, в наслідок чого інтенсивність зносу зубців шарошок значно менша від інтенсивності зносу лопатевих доліт;

3. в наслідок перекочування шарошок по вибою крутний момент, необхідний для обертання долота, порівняно невеликий, а тому зводиться до мінімуму небезпека заклинювання доліт.

До вад шарошкових доліт слід віднести низький ресурс служби опор долота і низьку стійкість зубців шарошки.

У практиці буріння нафтових і газових свердловин використовують одно -, дво -, три - , чотири - і шести шарошкові долота. Найбільше розповсюдження одержали три шарошкові долота.

Тришарошкові долота

Сучасні конструкції три шарошкових долот виготовляють зварюванням між собою трьох кованих секцій ( лап). На цапфах долота на підшипниках обертаються шарошки. Шарошки мають породоруйнуючі елементи, конструкція яких визначається механічними та абразивними властивостями порід. Для пропуску промивальної рідини долото має промивальні отвори. Приєднання долота до бурильної колони здійснюється з допомогою подовженої замкової різьби.

Форми шарошок та їх розміщення

Найбільше розповсюдження одержали тришарошкові долота з одно - і двоконусними шарошками, а у доліт великого діаметру - і з три конусними шарошками. При обертанні долота за годинниковою стрілкою шарошки, які перекочуються по вибою проти годинникової стрілки, здійснюють складний обертовий рух. В результаті цього породоруйнуючі елементи шарошок наносять удари по породі, дроблячи і сколюючи її.

За характером взаємного розміщення вінців на шарошках три шарошкові долота поділяють на долота з не самоочисними і з самоочисними шарошками. Перші оснащені одно конусними шарошками без зміщення, а другі- одно конусними або багато конусними шарошками без зміщення осей або з позитивним зміщенням осей на величину "е".

Опори шарошок

При роботі долота на вибої опори повинні забезпечувати вільне обертання шарошок навколо їх цапф, передачу навантаження на вибій від бурильної колони через цапфи і тіла кочення або поверхні тертя породоруйнуючим елементам, що знаходяться у контакті з породою.

Найбільше розповсюдження отримали такі типи опор: В - всі підшипники кочення;

Н - один підшипник ковзання, а решта - кочення;

А - 2 і більше підшипники ковзання, а решта - кочення.

Промивальні отвори

За розміщенням і конструкцією каналів шарошкові долота поділяються на:

1. з центральним промиванням - Ц;

2. з боковим гідромоніторним промиванням - Г;

3. з центральним продуванням - П;

4. з боковим продуванням - ПГ.

Двошарошкові долота

складаються з двох зварених між собою кованих секцій, на цапфах яких на підшипниках кочення розміщені шарошки з ви фрезерованими клиновидними зубцями або твердосплавними штирями із сферичною і клиновидною робочою поверхнею.

Одношарошкове долото

Використовують для буріння роторним способом в тріщинуватих, мало абразивних породах середньої твердості, залягаючих а великих глибинах. Долото складається з однієї кованої секції, на цапфі якої на підшипниках розміщена шарошка і запресованими в неї твердосплавними зубцями з півсферичною або клиноподібною робочою поверхнею.

Шарошка має форму кулі, зрізаної біля основи цапфи, і змонтована так, щоб її центр лежав на осі обертання долота.

Тому при обертанні шарошки породоруйнуючі елементи не відриваються від вибою, що обумовлює її ріжуче - сколюючу дію на породу.

Алмазні долота

Призначені для руйнування різанням і стиранням неабразивних порід середньої твердості і твердих. Алмазне долото складається із стального корпуса із з'єдувальною різьбою і фасонної алмазонесучої головки (матриці).

Алмазні долота виготовляють 2 модифікацій:

· одношарові з розміщенням відносно великих алмазів в поверхневому шарі, що поділяються на: радіальні, спіральні, ступеневі.

· Імпрегновані, матриця яких виготовлена із ретельно змішаного порошкоподібного твердосплавного матеріалу з подрібненими природними або синтетичними алмазами.

Діаметр алмазних доліт на 2 - 3 мм менший відповідних діаметрів шарошкових доліт.

Долота для відбору керна

Всі бурові долота для буріння з відбором керна (снаряди) складаються з таких елементів:

1. бурильної головки;

2. зовнішньго корпуса;

3. внутрішньої колонкової труби (керноприймача);

4. кернотримача (керновідривача.

Бурильна головка, руйнуючи породу по периферії вибою, залишає в центрі свердловини стовпчик породи (керн). Корпус керноприймального пристрою служить для з'єднання бурильної головки з бурильною колоною, розміщення керноприймача та захисту керна від механічних пошкоджень, а також для пропуску промивальної рідини між ним і керноприймачем.

Керноприймач призначений для прийому керна, зберігання його під час буріння та при підйомі на денну поверхню. Для виконання цих функцій у нижній частині керноприймача встановлюють керновідривачі і кернотримачі, а вверху - клапан, який пропускає через себе витискувану промивальну рідину при заповнені керноприймача керном. За принципом підйому керна колонкові снаряди поділяють на снаряди з незломним (постійним) та зйомник керноприймачем.

Бурильні головки за конструкцією поділяють на лопатеві, шарошкові, алмазні й твердосплавні.

Твердосплавні долота (ИСМ)

Поряд з алмазними широко застосовуються твердосплавні долота, контактні сектори яких укріплені твердими сплавами. При бурінні з вибійними двигунами в неабразивних породах середньої твердості добрі результати дають долота, армовані твердим сплавом і зубцями, виготовленими з твердого сплаву " Славутич".

Долота ИСМ руйнують породу аналогічно алмазним долотам, тобто за принципом різання і стирання.

Долото складається із стального корпуса, на торцьовій профільній поверхні якого, виконаній у вигляді радіально розміщених секторів, і калібруючій стінку свердловини поверхні є зубці - вставки з твердого сплаву "Славутич". Твердий сплав "Славутич" виготовляється методами порошкової металургії на основі природних або синтетичних алмазних кристалів і кабіду вольфраму. Виліт твердосплавних зубців над контактною поверхнею складає 3-5 мм, а на поверхні, що калібрує стінки свердловини, зубці втоплені.

З'єднують долото з бурильною колоною або валом вибійного двигуна з допомогою замкової різьби.

Промивальна рідина із насадок надходить у промивні канали між секторами, захоплює частинки вибуреної породи, виносить їх в затрубний простір і далі на денну поверхню.

буровий полтавська свердловина турбінний

4. Підготовчі роботи до буріння

Комплекс робіт, починаючи з підготовки майданчика під бурову і закінчуючи демонтажем бурового устаткування, перевезенням його на нову точку і рекультивацією земельних угідь, наз циклом будівництва свердловини. Усі види робіт, які входять у цикл будівництва свердловини, поділяють на:

· підготовчі роботи до монтажу бурового обладнання (планування майданчика під бурову, проведення під'їзних доріг, прокладення водопроводу, підвід електроліній, телефонного зв'язку);

· монтаж бурового обладнання (встановлення фундаментів і блоків обладнання на них, обв'язка обладнання, захист вишки та обладнання, встановлення ємностей і побутових приміщень);

· підготовчі роботи до буріння свердловини (встановлення направлення, оснащення талевої системи, буріння під шурф і встановлення в ньому труби, монтаж і випробування пристосувань малої механізації, що прискорюють і полегшують процес виконання робіт, приєднання бурового шланга до вертлюга і стояка, підвішування машинних ключів, перевірка приладів, центрування вишки, перевірка горизонтальності ротора);