ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ БУРОВОЙ ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

  Главная      Учебники - Разные    

 

поиск по сайту           правообладателям           

 

 

 

 

 

 

 



 

 

 

 

Тема 3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ БУРОВОЙ ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
 

3.1. ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ

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

По принципу разрушения породы ПРИ подразделяется на 3 группы:

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

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

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

По назначению ПРИ подразделяется:

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

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

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

По конструктивному исполнению ПРИ делится натри группы:

1)                          Лопастной (рис. 3.1.);

2)            Шарошечный (рис. З.2.);

3)            Секторный (рие.3.3.);

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис 2,2 Положение шарошек на забое

 

 



 


 

 


 

Рис. 3.1. Лопастные долота: а -ЗДРШ-165М, б -ЗДР-132И

 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

 


 

Рис. 3.2. Шарошечные долота

 




 

 


 

Рис. 3.3. Секторные долота

ПОо материалу породоразрушающих элементов ПРИ делится на четыре группы:

         1 )      Со стальным вооружением;

2)            С твердосплавным вооружением:

3)            С алмазным вооружением;

4 )      С алмазно-твердосплавным вооружением.

 

 

 

 

 

 

 

3.1.1.

БУРОВЫЕ ДОЛОТА

Наибольшее  распространение  в  практике  бурения   нефтяных  и  газовых  скважин получили, шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным иди стальным вооружением.

 

 

Конструкция трехшарошечного долота приведена на рис, 3.4.

А-А

Рис. 3.4. Конструкции трехшарошечного долота

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

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

 


 

 


 

Рис. 3.5. Схема шарошечных долот с центральной (а). и боковой (гидромонитор] (6). промывкой

При центральной промывке забоя лучше очищаются от шлама центр забоя и вершины шарошек, шлам беспрепятственно выносится в маддолотную зону. Однако при высокой скорости, углуби забоя трудно подвести к долоту необходимую гидравлическую мощность, требуемою для качественной очистки забоя (перепад давления на долотах с центральной промывкой не превышает 0,5-1.5 МПа). Боковая гидромониторная промывка обеспечивает лучшую очистку наиболее зашламованной периферийной части забоя, позволяет подвести к долоту большую гидравлическую мощность (перепад давления на долотах с гидромониторной промывкой достигает 5-15 МПа). Однако мощные струи бурового раствора, выходящие из гидромониторных насадок экранируют транспортирование шлама через проемы между секциями долота, поэтому часть шлама циркулирует пл:отор(. е время в зоне действия шарошек и переизмельчается, а часть - транспортируется в зазорах между стенкой скважины и спинками лап. Поэтому зачастую переходят на ассиметричную систему пр.шывкн, заглушая одну или две гидромониторные насадки для повышения пропускной способности основных транспортных каналов долота.

Беговые дорожки цапфы и шарошки и тела качения без сепараторов составляют опору шарошки. Помимо подшипников качения опора может включать подшипники скольжения (антифрикционные втулки) и торцевую пяту (антифрикционный диск). Полость опоры заполняется консистентной смазкой.

Опоры шарошек - наиболее ответственные узлы шарошечного долота, стойкость которых чаще всего определяет долговечность долота в целом. Опоры воспринимают радиальные и осевые нагрузки (по отношению к цапфе).

Опоры шарошек в зависимости от типоразмера долот конструируются из различных сочетаний шариковых и роликовых подшипников качения и подшипников скольжения.

Шариковые подшипники легче разместить в ограниченных размерах шарошки, они слабо реагируют на возможные перекосы осей шарошек и цапф. Однако из-за проскальзывания шариков по боковым дорожкам эти подшипники быстро нагреваются и требуют интенсивного охлаждения.

Роликовые подшипники могут воспринимать большую, чем шариковые подшипники нагрузку, но труднее вписываются в ограниченные размеры шарошек, Они весьма чувствительны к  перекосам осей шарошек и цапф и при износе роликов нередко шарошки заклиниваются на цапфах.

Подшипники скольжения способны воспринимать наибольшие нагрузки. Однако эффективны они только при невысоких частотах вращения долота, когда трущиеся поверхности шарошек и цапф и соседних подшипников качения сильно не нагреваются.

В каждой системе опор обязательно имеется один шариковый подшипник, называемый замковым радиально-упорным подшипником двухстороннего действия. Он удерживает шарошку на цапфе и воспринимает усилия, направленные вдоль и перпендикулярно к оси цапфы. Устанавливается этот подшипник в последнюю очередь, через цилиндрический канал в цапфе, затем в этот канал

вставляется стержень (палец) и его наружная часть приваривается к телу цапфы.

     Подшипники шарошек в процессе бурения смазываются и охлаждаются буровым растворам, проникающим  к  ним  по  зазору  между основанием  шарошки  и  упорной  поверхностью в цапфе. Поэтому   в   буровой раствор   добавляются   специальные   реагенты,   улучшающие   его смазочные свойства.

При бурении с продувкой скважины воздухом условия работы опор шарошек ухудшаются вследствие недостаточного теплоотвода от трущихся деталей подшипников. Поэтому в долотах предназначенных для бурения с продувкой воздухом, часть воздуха по специальным каналам в лапах и цапфах направляется непосредственно в опоры шарошек.

В последние годы все большее применение находят долота с герметизированной-маслонаполненной опорой (рис. З.6.). у которых специальная смазка поступает к подшипникам из эластичного баллона по имеющемуся и лапе и цапфе каналу. Проникновению бурового раствора в полость такой опоры и утечке смазки препятствует жесткая уплотнительная манжета. Долговечность таких долот при ограниченной частоте оборотов на порядок и более превосходит долговечность долот с открытой опорой.

Рис. 3.6. Схема долота с герметизированной масло наполненной

опорой

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

По ГОСТ 20692 “Долота шарошечные” предусматривается выпуск долот диаметром 76-508 мм. трех разновидностей: одно- двух- и трехшарошечных. Наибольший объем бурения нефтяных и газовых скважин в Западной Сибири приходится на трехшарошечные долота диаметрами 190,5 -; 215,9; 269,9; 295,3 мм.

Типы и область применения шарошечных долот приведены в табл. 3.1.

Типы трехшарошечпых долот и их назначение

 

Тип долота

Рекомендуемые области применения долот

М

Самые  мягкие, несцементированные, пластичные (наносы, мягкие  п вязкие глины, сланцы, мягкие известняки)                                           |   :

МЗ

Мягкие, слабосцементированные, абразивные (песчаники, мергели)

МС

Мягкие,   неабразивные,   с   пропласткамп   пород   средне:'!   твердое', п   >умел   с пропластками     слабосцементированных     песчаников,     каменная     соль     с пропластками ангидритов, глинистые сланцы)

МСЗ

Мягкие, слабосцементированные, абразивные, с пропластками пород средней твердости    (песчаноглинистые    сланцы,    плотные    глины    с    пропластками песчаников)                                                                                  

С

Пластичные и хрупкопластичные неабразивные, средней твердости (плотные глины, глинистые сланцы, известняки средней твердости)   

СЗ

Абразивные, средней твердости (песчаники, песчанистые сланцы)

СТ

Хрупкопластичные,   средней   твердости, с     пропластками    твердых    пород (песчаники    с    пропластками    гипса,    известняки    с    пропластками    гипса, ангидриты)                                                                                        :

Т

Твердые, неабразивные (твердые известняки, доломиты, доломитизированные известняки)                                                                                          

ТЗ

Твердые, абразивные (окварцованные известняки и доломиты)

ТК

Твердые,   с   пропластками   крепких   (твердые   известняки   е   пропластками мелкокристаллических известняков и доломитов)

ТКЗ

Абразивные,   твердые,   с   пропластками   крепких   (окремнелые   аргиллиты, твердые  известняки  и доломиты,  мелкозернистые  сил;. несцементированные песчаники)

К

Крепкие,     абразивные     (окремнелые     мелкокристаллические     известняки, доломиты, кварциты)

ОК

Очень крепкие, абразивные (гранты, кварциты, диабазы)                                            |

По материалу вооружения шарошечные долота делятся на два класса:

1  класс — долота с фрезерованным стальным вооружением для бурения  малоабразивных пород (М, МС, С, СТ, Т, ТК);

2  класс — долота со вставным твердосплавным вооружением для бурения абразивных пород

(МЗ, МСЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, К, ОК)

В настоящее время долота тина СТ и ТК не выпускаются.

По расположению и конструкции промывочных или продувочных каналов шарошечные долота делятся:

с центральной промывкой (Ц); с боковой гидромониторной промывкой (Г); с центральной продувкой (П);

 с боковой продувкой (ПГ).

 

Долота для высокооборотного бурения (частота оборотов долота Солее 400 в минуту) изготовляют с опорами на подшипниках качения (13).

Долота для низкооборотного бурения (частота оборотов долота 100- 400 в минуту) изготовляют с опорами на подшипниках качения и одном подшипнике скольжения (Н).

Долота для бурения на пониженных частотах (частота оборотов долота не белее 100 в минуту) изготовляют с опорами на двух и более подшипниках скольжения и подшипниках качения (А).

Выпускаются долота с открытой опорой и с уплотнительными манжетами и резервуарами для смазки (У).

Условное обозначение (шифр) долота: ///- 215,9 С-ГНУ 2354,

где III — трехшарошсчное ; 215,9 — номинальный диаметр долота, мм; С —тип долота (для бурения пород средней твердости); Г —боковая гидромониторная промывка;

Н — опора для низкооборотного бурения на одном подшипнике скольжения; У — опора маслонаполненная с унлотнительной манжетой; 2354 - заводской номер долота.

В маркировке трехшарошечных долот и долот с центральной промывкой цифра 111 и буква Ц не указывается.

 

 

 

 

3.1.2.

ЛОПАСТНЫЕ ДОЛОТА

 

При бурении нефтяных и газовых скважин чаще всего применяют трехлопастные (ЗЛ и ЗИР) и шестилопастные (6ИР) долота. Лопастное долото ЗЛ состоит из корпуса, верхняя част., которого имеет ниппель с замковой резьбой для присоединения к бурильной колонне, и трех пригашенных к корпусу долота лопастей, расположенных но отношению друг к другу под углом 20 градусов. Для подвода бурового раствора к забою долото снабжено промывочными отверстиями, расположенными между лопастями.

Лопасти выполнены заостренными и слегка наклонными к оси долота в направлении  его вращения. В этой связи по принципу разрушения породы долота ЗЛ относят к долотам режущескалывающего действия, так как под влиянием нагрузки лопасти врезаются в породу, а под, влиянием вращающего момента скалывают ее.

Долота ЗЛ предназначены для бурения в неабразивных мягких пластичных породах (тип М) и для бурения в неабразивных мягких породах с пропластками неабразивных пород средней твердости (тип МС).

Для увеличения износостойкости долот их лопасти укрепляют (армируют) твердым сплавом. У долот типа М в прорезанные по определенной схеме пазы на лопастях наплавляют зернистый твердый сплав релит и лопасть покрывают чугуном, а у долот типа МС в пазы укладывают и нагнаивают твердосплавные пластинки и покрывают лопасти релитом.

Долота ЗЛ выпускают как с гидромониторными насадками, так и без. В последнем случае выходные кромки промывочных каналов армируют релитом.

Согласно ОСТ 26-02-1282'"«Долота лопастные» предусмотрен выпуск долот ЗЛ диаметром от 120,6 до 489,9 мм.

Долота ЗИР в сравнении с ЗЛ имеют следующие отличительные особенности. Три лопасти выполнены притупленными, а не заостренными и приварены к корпусу так, что они сходя хм на оси долота, а не наклонены к ней. Лопасти долота армируются также как и у ЗЛ типа МС, но с дополнительным усилением кромок лопастей, контактирующих с забоем и стенкой скважины, твердосплавными зубками (штырями).

Такая особенность вооружения позволяет долоту ЗИР разрушать породу резанием и истиранием (микрорезанием) абразивных мягких пород с пропластками пород средней твердости (тип МСЗ).

Отраслевым стандартом ОСТ 26-02-1282 предусмотрено изготовление долот ЗЛР диаметром от 190,5 до 269,9 мм.

Долота 6ИР имеют три основные лопасти, предназначенные для разрушения породы на забое, и три дополнительные укороченные лопасти, калибрующие стенку скважины. Основные лопасти притуплены и сходятся на оси долота. Дополнительные лопасти также притуплены и расположенымежду основными лопастями. Эти долота относятся к типу С.

По ОСТ 26-02-1282 предусмотрено изготовление долот 6ИР диаметром от 139,7 до 2 >9,9 мм. Лопастные долота имеют ряд существенных недостатков:

1. интенсивный износ лопастей в связи с непрерывным контактом режущих и колебрирующих ствол скважины кромок лопастей долота с забоем и стенками скважины:

2. сужение ствола скважины в процессе бурения из-за относительно быстрой потере диаметра долота;

3.  относительно высокий крутящий момент на вращение долота;

 4. неудовлетворительная     центрируемость     на     забое,     приводящая     к     интенсивному непроизвольному искривлению.

Отмеченные недостатки объясняют причины редкого применения лопастных долот в практике бурения нефтяных и газовых скважин даже при разбуривании мягких пород.

3.1.3. АЛМАЗНЫЕ ДОЛОТА

Алмазные долота предназначены для разрушения истиранием (микрорезанием) неабразивных пород средней твердости и твёрдых.

Алмазное долото состоит из стального корпуса с присоединительной замковой резьбой и фасонной алмазонесущей головки (матрицы). Матрица разделена на секторы радиальными (пли спиральными) промывочными каналами, которые сообщаются с полостью в корпусе долота через промывочные отверстия.

Алмазонесущую матрицу изготовляют методом прессования и спекания смеси специально подобранных порошкообразных твердых сплавов. Перед прессованием в пресс-форме по заданной схеме размещают кристаллики природных или синтетических алмазов. При однослойном расмещении алмазов применяют алмазы и 0,05-0,4 карата (карат - единица измерения массы алмазов, 1 карат равен примерно 4,5 мм). Для бурения в твердых породах изготовляют долота с обьемным размещением мелких (менее 0,02 карата) кристаллов алмаза в матрице (импрегнированные алмазные долота). После изготовления долота вылет алмазов над рабочей поверхностью матрицы составляет  0.1-0,25 их диаметра.

Диаметр алмазных долот на 2-3 мм меньше соответствующих диаметров шарошечных долот. Это вызвано созданием условий для перехода к бурению алмазными долотами после; шарошечных, у которых, как правило, по мере износа уменьшается диаметр.

Отраслевым стандартом ОСТ 39.026 предусмотрено выпускать алмазные долота диаметрами от 'Л ,4 до 292,9 мм.

Основными достоинствами алмазных долот являются хорошая цетрируемость их на забое и формирование круглого забоя (в отличие от треугольной с округленными вершинами формы забоя три бурении шарошечными долотами).

Существенным недостатком алмазных долот является во-первых, крайне низкая механическая скорость бурения. Максимальная механическая скорость бурения, как правило, не превышает 3 м/ч. /Для сравнения максимальная механическая скорость бурения шарошечными долотами составила около 120 м/ч. Во вторых, алмазные долота имеют узкую область прпмл-1сы:я (исключаются абразивные породы), и в третьих, предъявляются повышенные требования к предварительной подготовке ствола и забоя скважины.

3.1.4. ДОЛОТА ИСМ

Особая разновидность долот разработана Институтом сверхтвердых материала (ИСМ) -долота типа ИСМ. Долота ИСМ предназначены для разрушения резанием и истиранием (микрорезанием) неабразивных пород мягких (М), перемежающихся по твердости (МС) и средней твердости (С).

Эти долота  имеют вооружение из сверхтвердого композиционного  материала «Славутич»,  в состав   которого   входят   мелкокристаллические   алмазы   и   дробленный   карбид   вольфрама.   Для оснащения долот применяют цилиндрические вставки (штыри) диаметром 8-12 мл с плоскими или полусферическими рабочими торцами. Штыри в корпусе долота припаивают в гнездах.

Существует две разновидности долот ИСМ но конструкции: лопастная и  секторная. Лопастная разновидность аналогична по конструкции долоту 6ИР.

Секторная    разновидность   долота   состоит   из   стального    корпуса,   торцевая    профильная поверхность которого, разделена на секторы радиальными промывочными каналами. Штырями из «Славутича» вооружена торцевая и калибрующая поверхности долота. Вылет штырей над поверхностью секторов составляет 3-5 мм. На калибрующей поверхности штыри утоплены.

При бурении в мягких породах штыри работают как резцы, осуществляй резание и скалывания. В перемежающихся по твердости и породах средней твердости работают зерна алмазов, разрушая породу микрорезанием.

Присоединяют долото к бурильной колонне при помощи замковой резьбы.

Отраслевым стандартом ОСТ 39026 предусмотрено выпускать долота ИСМ

даметрами от 91,4 до 391,3 мм.

Преимуществами долот ИСМ являются их значительная проходка на долото, достигающая (при соблюдении условий эксплуатации) нескольких сотен метров и относительно высокая рейсовая скорость.

К недостаткам следует отнести узкую область применения (только в неабразивных порода М, МС и С) и высокий момент на вращение долота, ограничивающий применение забойных двигателей.

 

 

 


3.1.5. ДОЛОТА СПЕЦИАЛЬНОГО НАЗНАЧЕНИЯ
 
Из долот этой группы наиболее распространены пикообразные долота - пикобуры. Эти долота чмеют заостренную под утлом под углом 90 градусов лопасть, по форме напоминающую пику. Вооружение твердосплавные пластины и штыри.
По назначению выпускают пикооуры двух типов:
ПР для проработки (расширения) ствола пробуренной скважины;
ПЦ для разбуривания цементного стакана, моста и металлических деталей в обсадной колонне после ее цементирования.
Во избежание повреждения обсадной колонны боковые грани лопасти у долот ПЦ не армируются твердым сплавом.

 

 

3.1.6.

ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ОТПОРА КЕРНА

 


Для отбора керна используется специальный породоразрушающий инструмент — бурильные головки (ГОСТ 21210) и керноприемные устройства (ГОСТ 21949).
Бурголовка (рис. З.7.), разрушая породу по периферии забоя, оставляет в центре скважины колонку породы (керн), поступающую при углублении скважины в керноприемное устройство, состоящее из корпуса и керноприемной трубы (керноприемника).
Корпус керноприемного устройства служит для соединения бурильной головки с  бурильной колонной, размещения керноприемника и защиты его от механических повреждений, а также для пропуска бурового раствора к промывочным каналам бурголовки.
Керноприемник предназначен для приема керна, сохранения его во время бурения от механических повреждений и гпдроэрозионного воздействия бурового раствора и сохранения при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функций в нижней части керноприеника устанавливают кернорватели и кернодержатели а вверху клапан, пропускающий через себя вытесняемый из керноприемника буровой раствор при заполнении его керном.
 

 

 

Кернорватель

ФИГ

 

 

Рис. 3.7. Схема устройства Бурголовки с керноприемником

По способу установки керноприемника в корпусе ГОСТ 21949 «Устройства керноприемные» предусматривает изготовление керноприемных устройств как с несъемными, так и со съемными керноприемниками.

При бурении с несъемными керноприемниками для подъема на поверхность заполненного керном керноприемника необходимо поднимать всю бурильную колонну.

При бурении со съемным керноприемником бурильная колонна не поднимаетеся. Внутрь колонны на канате спускается специальный ловитель, с помощью которого из керноприемного устройства извлекают керноприемник и поднимают его на поверхность. При помощи этого же ловителя порожний керноприемник спускают и устанавливают в корпусе.

 

 

Рис. 3.8. Шарошечная бурголовка

В настоящее время разработан целый ряд керноприемных устройств с несъемными керноприемниками «Недра», «Кембрий», «Силур» предназначенных для различных условии отбора керна и имеющих аналогичную конструкцию.

Для керноприемных устройств изготовляют шарошечные (рис. 3.8.), алмазные (рис. З.9.), лопастные и ИСМ бурголовки, предназначенные для бурения в породах различной твердости и абразивности.

ГОСТ 21210 предусмотрено выпускать шарошечные и лопастные бурильные головки диаметрами от 76,0 до 349,2 мм.

 

Рис. 5.9. Алмазная бурголовка

Пример условного обозначения бурголовки для керноприемных устройств без сьемного керноприемника (К) с наружным диаметром Дн = 212,7, внутренним диаметром Дв = 80 мм для бурения мягких пород: К 212,7/80 М ГОСТ21210-75.

Пример условного обозначения бурголовки для керноприемных устройств со съемным керноприемником (КС) с наружным диаметром Дн = 187,3 , внутренним диаметром Дв = - 40 мм для бурения абразивных пород средней твердости: КС 187,3/40 СЗ ГОСТ 21210.

 

 

 

 

 
3.2.

БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА

Бурильная колонна (далее БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом).                                               
БК предназначена для следующих целей:
 передачи вращения от ротора к долоту;
         восприятия реактивного момента забойного двигателя; подвода бурового раствора к ПРИ и забою скважины; создания нагрузки на долото; подъема и спуска долота;
проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.).
БК состоит (рис. 3.10) из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы; 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с! помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 1 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.
Кроме названных выше элементов в компоновку БК могут включаться калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, промежуточные опоры для УБТ, обратные клапаны, фильтры, шламометаллоуловители, амартизаторы, протекторные кольца, средства ноклоннонаправленного бурения, керноприемные устройства и другое специальное оборудование.

 


3.2.1.  ВЕДУЩИЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ


Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы.
При бурении нефтяных и газовых скважин применяют ВБТ сборной конструкции. состоящие из квадратной толстостенной штанги 2 с просверленным каналом, верхнего штангового переводника (ПШВ) 1 с левосторонней резьбой и нижнего штангового переводника (ПШН) 3 с правосторонней резьбой.
Для защиты от износа замковой резьбы ПШН. подвергающейся многократным свинчиваниям и развинчиваниям при наращивании БК и спуско-подъемных работах, на ПШН дополнительно завинчивают предохранительный переводник.
По ТУ 14-3-126 предусматривается выпуск ВБТ с размерами сторон квадратно.'; штанги 112x112, 140x140, 155x155. Размер присоединительной резьбы, соответственна, 3-117 (3-121; 3-133); 3-140 (3-147); 3-152 (3-171).
Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16,5 м из стали групп прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа), а переводники ПШН и ПШВ - из стали марки 40ХН (с пределом текучести 735 МПа).

 

 

 

 

3.2.2.
СТАЛЬНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ


В настоящее время в нефтегазовой промышленности широко используются стальные бурильные трубы с приваренными замками (ТБП, рис. 3. 12.)

 
 

Место для маркировка


 

Сварной шов


 

Рис. 3.12. Схема стильной бурильной трубы с приваренным.; замкам


 

Бурильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковой замкового ниппеля). Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбой (профиль  по   ГОСТ  631)   и   представляют  собой   бурильную  трубу   сборной   конструкции посредством  сварки. Для  свинчивания  в свечи  на  присоединительных  концах  нарезается резьба по ГОСТ  5286  (на  ниппеле  наружная,   на  муфте  внутренняя).  Для  увеличения  и соединений концы трубных заготовок «высаживают», т.е. увеличивают толщину стенки.

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

ТБП выпускаю']- в соответствие с ГОСТ Р 50278 трех разновидностей:

-  ПВ - с внутренней высадкой;

-  ПК — с комбинированной высадкой;

-  ПН - с наружной высадкой.

Изготовляют трубные заготовки из стали групп прочности Д, Н, Л, М. Р с пределом текучести: 373, 530, 637, 735. 882 МПа длиной 12 м. Присоединительные концы - бурильные замки по ГОСТ 27834-95 из стали 40 ХН (предел текучести 735 МПа) для труб из стали групп  Д, Е. Для труб из стали групп прочности Л, М, Р замки изготовляются из стали 40ХМФА (предел 980 МПа). Основные параметры ТБП, наиболее распространенные в Западной Сибири:

           условные диаметры труб 114, 127, 140 мм («условный» - означает округленный до целого значения);

           -условная толщина стенки 9, 11, 13 мм

           - типоразмеры замков ЗП-159, 311-162, 311-178 (где   159.   162,   178 -   наружний   диаметр бурильного замка), соответственно для труб с условным диаметром 1 14, 127. 140:

           -присоединительная резьба, соответственно, 3-122; 3-133; 3-147;

•       -средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб приблизительно равна
Условное обозначение трубы бурильной с комбинированной высадкой и приваренными

условным диаметром   127 мм и условной толщиной стенки 9 мм из стали группы точности 127X9 Д ГОСТ Р 50278

 

 

 

3.2.3.

ЛЕГКОСПЛАВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

 

 

 

Рис. 3.13. Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции

Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции (ЛБТ, рис. 3. 13.) по ГОСТ 23786 применяют при бурении с использованием забойных гидравлических двигателей. Низкая плотность материала-2,78 г/см . (у стали 7,85 г/см ) позволяет значительно облегчить бурильную колонну без потери необходимой прочности. Для изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль Д16 (сплав из системы «Алюминий-Медь-Магний»), для повышения износостойкости упрочняемая термообработкой и получившая шифр Д16Т. Предел текучести Д16Т составляет 330 Мпа. Бурильные замки для ЛБТ изготовляют согласно ТУ 39-0147016-46 из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа) облегченной конструкции - ЗЛ

Основные параметры ЛБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:

условные диаметры труб 114, 129, 147мм;

условная толщина стенки 9, 11, 13, 15, 17 мм;

типоразмеры замков ЗЛ-140, ЗЛ-152, ЗЛ-172, (где   140,  152,   172, - наружный диаметр бурильного замка), соответственно для труб с условным диаметром 114,1 29, 147;

присоединительная резьба, соответственно, 3-121; 3-133; 3-147;

         средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб приблизительно равна Г  кг. Условное   обозначение  трубы   бурильной   из   сплава  Д16Т условным   диаметром   147   мм   и условной толщиной стенки 11 мм: Д16Т-147Х1 1 ГОСТ 23786

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

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

 

 

 

 

 


3.2.4.

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ
 
Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают УБТ. позволяющие относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото. В настоящее время наиболее широко используются следующие-тины УБТ:
-  - горячекатанные (УБТ), изготавливаемые по ТУ 14-3-385;
-  - сбалансированные (УБТС), изготавливаемые по ТУ 51-7-44.
УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию и поставляются в комплекте. Комплект УБТ и паддолотную трубу с двумя муфтовыми концами, а остальные - промежуточные (верхний конец муфтовая резьба, нижний - ниппельная). Горячекатанные УБТ выполняются гладкими по На верхнем конце УБТС выполняется конусная проточка для лучшего захвата клиньями при спускоподъемных работах.
Горячекатанные УБТ используются преимущественно при бурении с забойными гидравлическими двигателями. Их изготовляют из сталей группы прочности Д и К (предел 37.3 и 490 МПа) методом прокатки, что обуславливает их недостаточную прочность, о резьбовых соединениях. Кроме того, они имеют значительные допуски на кривизну, разностенность и  овальность. При вращении УБТ это приводит к биению БК и значительным усталостным перегрузкам. Основные параметры УБТ, наиболее распространенные в 'Западной Сибири:
-  -номинальные наружные диаметры труб 146, 178, 203 мм;
-  -номинальный диаметр промывочного канала 74; 90, 100 мм;
-  длина труб, соответственно 8,0; 12.0; 12,0 м;
-  присоединительная резьба, соответственно 3-121; 3-147; 3-171;
-  масса одного погонного метра таких труб раина, соответственно, 97.6; 145,4; 193 кг.
Условное обозначение УБТ наружным диаметром 178 мм и диаметром промывочного
мм из стали группы прочности Д: УБТ 1 78x90 Д ТУ 14-3-385

 

 

 

 

Резьбазамкобаяпо ГОСТ 5286 - 75 х

 

 

 

 

 

 

 


 

Рис. 3.14, Сбалансированные УБТ

Сбалансированные УБТ (рис. 3.14.) используют преимущественно при роторном способе , УБТС изготовляют из сталей марки 38Х113МФА (предел текучести 735 МПа) и 40ХН2МЛ текучести 637 МПа). Канал у таких труб просверлен, что обеспечивает его прямолинейность наружная поверхность подвергнута механической обработке, что обеспечивает равную толщину  стенки и круглое сечение. Обкатка резьбы роликами и ее фосфатирование, термическая о( концевой (0,8-1,2 м) поверхности труб значительно повышают их прочностные показатели. Основные параметры УБТС, наиболее распространенные в Западной Сибири:

-  -номинальные наружные диаметры труб I 78, 203, 229 мм;

-  -номинальный диаметр промывочного капала 80; 80. 90 мм;

-  длина труб 6,5 м;

-  присоединительная резьба, соответственно, 3-147; 3-161; 3-171;

-  масса одного погонного метра таких труб равна, соответственно, 1 56; 214,6; 273,4 кг.
Условное обозначение УБТС  наружным  диаметром   
178  мм  с   присоединительной  замковой резьбой 3-147:

УБТС 2 178/3-147 ТУ 51-774

 

 

 

3.2.5.

ПЕРЕВОДНИКИ

 

Переводники   предназначены  для  соединения  элементов  БК  с   резьбами  различных,   типов   и размеров. Переводники согласно ГОСТ 7.160 разделяются на два типа:


 


 


 

 

1)

Переводники переходные (ПП. рис. 3.15.а), предназначенные для перехода от резьбы одного размерак резьбе другого. ПП имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранителями .

2)             Переводники муфтовые (ПМ, рис. 3.15.б) для соединения элементов БК, расположенными друг к другу ниппелями.

3)             Переводники ниппельные (ПН) для соединения элементов БК. Расположенных друг к другу муфтами.

Переводники   каждого   типа   изготовляют   с   замковой   резьбой   как   правого, так и левого направления нарезки. Резьба должна соответствовать ГОСТ 5286-75 для бурильных замков.

ГОСТ 7360 предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения.

Пример условного обозначения переводника типа МП с резьбами муфтовой З-147, нипельной З-171; П-147/171 ГОСТ 7360

То же, но с левой резьбой: П - 147/171 -Л ГОСТ 7360

Переводники изготовляются из стали марки 40XН (предел текучести 735 МП;,)

 

 

 

 

 

 

 

3.2.6.

СПЕЦИАЛЬНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ


Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и устанавливается непосредственно над долотом. Используются как лопастные калибраторы с прямыми (К), спиральными (КС) и наклонными лопастями  (СТ), так и шарошечные. Диаметры калибратора и долота должны быть равны. Материал вооружения -твердый сплав (К. КС), алмазы (СТ), «Славутич.» (КС).
Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью скважины в местах их  установки.
Стабилизаторы, имеющие длину в несколько раз большую по сравнению с длиной центраторов созданы для стабилизации зенитного угла скважины.
Фильтр служит для очистки бурового раствора от примесей, попавших в циркуляционную систему. Устанавливается фильтр между ведущей и бурильными трубами. Основной элемент фильтра - перфорированный патрубок, в котором задерживаются примеси и при очередном подъеме БК  удаляются. Применение фильтра особенно необходимо при бурении с забойными гидравлическими двигателями.
Обратный клапан устанавливают в верхней часто бурильной колонны для предотвращения выброса пластового флюида через полость БК.
Кольца-протекторы устанавливают на БК для защиты от износа кондуктора, технической колоны, бурильных труб и их соединительных элементов в процессе бурения и спускоподъемных операций.

 

 



                                                                                                                       
3.3. УСЛОВИЯ РАБОТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ    
 
Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.
При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственнго веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него - напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.
Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет
условия ее работы при роторном способе бурения.                                      
При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.                                                                                         
Изгибающие нагрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения, действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.
Аварии при роторном бурении происходят, в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и  присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят, в основном, из-за прихватов, неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.

 

 

 

3.4.

ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ ДЛЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

 

 

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

 

3.4.1. ТУРБОБУРЫ

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

 


 

Рис. 3.16. Ступень турбобура

Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора (рис. 3.16).    

В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.

Работа турбины характеризуется частотой вращения вала и , вращающим-моментом на валу М, мощностью N перепадом давления ΔР и коэффициентом полезного действия ŋ

Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n, тем меньше М, и наоборот.

В этой связи различают два режима работы турбины:

1.           тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения,

2.           холостой, когда n достигает максимального, а М= 0.

В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку. чтобы его вращение прекратилось, а во втором - совершенно снять нагрузку.                    

 

Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения называется
экстремальным. Все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению 
n и, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура. 

Режим, при котором коэффициент полезного действия ŋ турбины достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на оптимальном режиме, т.е. при одной определенной частоте вращения ротора Турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине ΔР минимальны.                                                                      

При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и n располагались близи друг к другу. Линия давления ΔР таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.          

Таким образом, при постоянном расходе бурового раствора 2 параметры характеристики
турбины определяются частотой вращения ее ротора 
n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).                                                                                                                     

При изменении расхода бурового раствора Q параметры характеристики турбины изменяются совершенно по другому.                                                     .                              '',

Пусть при расходе бурового раствора Q1, и соответствующей этому значению частоте вращения ротора турбины n ] при оптимальном режиме турбина создает мощность N1 и вращающий момент М1, а перепад давления в турбине составляет ΔР]. Если расход бурового раствора увеличить до Q2 параметры характеристики турбины изменятся следующим образом:

 

 

 

 

 

     Видно, что эффективность турбины значительно зависит от расхода бурового раствора Q. Однако увеличение расхода Q ограничивается допустимым давлением в скважине.

     Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменения плотности бурового раствора ρ.

 

 N1 /N2 = М1/M2= Р1/ΔР2 = р1 2

Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности р не зависит.  

Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.                                                                            

ГОСТ 26673 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.                                                                    

Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно потеем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10-25% бурового раствора.

Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.      

Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.              

Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию - шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем.

Для бурения наклонно - направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры - отклонители типа ТО.                                    


 

Турбобур - отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного

турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.

 

Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал, к которому через переводник присоединяется бурильная головка. Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник. Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя - кернорвателем, вмонтированным в переводник. Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке,  а несколько ниже их - клапанный узел. Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт. 

4 Керноприёмник подвешан на опоре, установленной между переводником к БК и распорной втулкой. Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.

 

 

 

 

 

3.4.2.

ВИНТОВОЙ ЗАБОЙНЫЙ ДВИГАТЕЛЬ
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 'Ось статора

 

 

Ось ротора

 

 

 

 

 

 

 

Рис.  3.17.  Поперечное сечение рабочих органов винтового двигателя:  1-статор, 2 - ротор                                                     

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

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

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

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

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

ВЗД изготовляют согласно ТУ 39-1230.                                                    ;

 Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая. По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении - резко. Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью - экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.

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

Характер изменения от момента М при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ

 

Мощность квт

ТБ-172

 

41,9

ТБ-195

 

57,3

ЭТСШ-195М1

 

     64,7

ЗТСШ-240

 

  107,3

Д1-195

 

41,1

Расход рабочей жидкости, л/с

 

25-28

45-50

 

24-30

32-34

25-35

Перепаддавления, МПа

2,85-3,5

2,9-3,6

6,5-10

5,5-6,2

3,9-4,9

)

'Частота вращения вала, об/с

10,5-11,7

9,7-10,8

9,3-11,7

7,4-7,8

   1,33-1,831

Крутящиймомент, Н*м

559-687

714-882

1961-1060

2648-29

  3138-3726

 

!   -4,г      т

Присоединительная резьба долото/БК

3-117/147

3-117/147

3-152/171

3-152/1

  З-117/147

Диаметр ,мм

172

195

195

240

      195

Длина, мм

7940

8060

25870

23225

   7700

. Масса, кг

1057

1440

4745

5975

1350

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

////////////////////////////