Режим бурения

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Режим бурения

Ознакомившись с данной главой, учащийся должен уметь следующее.

1. Перечислить параметры бурения, рассказать об их влиянии на показатели работы долот и скорость бурения.

2. Рассказать о методике выбора способа бурения.

3. Рассказать об особенностях режима бурения роторным способом.

4. Рассказать об особенностях режима бурения турбобурами. Конструкция многоступенчатых турбобуров. Особенно остановиться на рациональном применении турбинного бурения.

5. Рассказать об особенностях режима бурения винтовыми забойными двигателями. Конструкция двигателей. Область их рационального применения.

6. Рассказать об особенностях режима бурения электробурами. ^Конструкция электробуров. Область их рационального применения.

7. Рассказать о порядке проектирования режима бурения.

8. Назвать основные контрольно-измерительные приборы для текущего контроля параметров процесса бурения. Расшифровать индикаторные диаграммы.

9. Рассказать о сущности телеконтроля забойных параметров бурения. Осветить перспективу использования ЭВМ для оптимизации процесса бурения.

10. Рассказать о сущности ручной и механической подачи долота.

11. Находить потери давления при промывке ствола скважины буровым раствором.

1.1 Общие положения

Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров режима бурения относятся следующие: 1) осевая нагрузка на долото Р_д ; 2) частота вращения долота n; 3) количество прокачиваемого бурового раствора Q; 4) качество бурового раствора - плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига.

Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным или оптимальным режимом бурения.

На практике часто в процессе бурения приходится отбирать керн, бурить скважину в неблагоприятных геологических условиях (зоны, склонные к поглощению; осложнения, связанные с нарушением целостности ствола скважины и т. п.), забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и т. д. Режимы бурения, применяемые в таких случаях, называются специальными режимами.

1.2 Влияние параметров режима бурения на количественные и качественные показатели бурения

Влияние количества и качества бурового раствора. Промысловыми и лабораторными исследованиями установлено, что наилучшие результаты работы долот наблюдаются, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя, в противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя скважины, а следовательно, и процесс бурения зависят от следующих факторов.

1) Качество бурового раствора - очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама лучше удаляются при густых и вязких растворах. Увеличение плотности повышает подъемную способность глинистых растворов.

В то же время установлено, что механическая скорость проходки зависит от величины дифференциального давления, представляющего собой разность между давлением столба бурового раствора в скважине и пластовым (поровым) давлением. Давление столба бурового раствор (гидростатическое) прямо пропорционально его плотности. Если дифференциальное давление больше 3,5 МПа, то механическая скорость проходки остается примерно постоянной.

С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению возрастает, вследствие чего показатели бурения уменьшаются. В тех случаях, когда геологические условия позволяют, следует использовать в качестве промывочной жидкости воду, газ или воздух с обязательной компенсацией их недостаточной подъемной способности высокой скоростью движения в затрубном пространстве.

Американский ученый Бингхем, анализируя многочисленные промысловые и стендовые эксперименты с использованием различных промывочных агентов, делает следующие выводы:

а) в процессе бурения на эффективных режимах максимальные значения проходки за один оборот долота (h/n) можно получить при использовании в качестве бурового раствора воды;

б) в большинстве случаев бурить на эффективных режимах можно при использовании в качестве промывочных агентов воздуха или газа. Однако в этом случае и нагрузка на долото, и частота его вращения должны быть меньшими по сравнению с таковыми при бурении с промывкой забоя водой. Это объясняется низкой очищающей способностью воздушной струи.

2. Количество бурового раствора, подаваемого на единицу площади забоя скважины. На основании обобщения экспериментальных исследований (при бурении роторным способом и электробуром) установлено, что технологически необходимое количество промывочного раствора (в л/с)

Q=0,07F_заб, (8.1)

где F_заб - площадь забоя скважины, см².

Превышение подачи буровых насосов над вычисленной по данному соотношению величиной не приводит к существенному изменению механической скорости проходки.

3. Скорость истечения потока жидкости из отверстий долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважин. С увеличением скорости истечения бурового раствора из долотных насадок улучшается очистка забоя скважины, а следовательно, возрастает механическая скорость бурения. Наблюдения показывают, что значительный рост механической скорости проходки достигается в том случае, когда скорость струй, вытекающий из насадок гидромониторного долота, превышает 60-75 м/с.

Большое значение на условия очистки забоя оказывает высота зубьев шарошек. Чем больше просвет между шарошками и забоем, тем совершеннее его очистка и выше значения h/n. Наименьшие значения h/n наблюдаются в тех случаях, когда применяются алмазные долота, в которых зубья (алмазы) выступают за матрицу на незначительную высоту, и штыревые с твердосплавными вставками, почти уплотненными в теле шарошки.

Влияние частоты вращения долота. Исследованиями было установлено, что при увеличении частоты вращения долота n механическая скорость проходки растет, достигая максимальной величины, а затем.снижается. Каждому классу пород (пластичные, пластично-хрупкие и хрупкие) соответствуют свои критические частоты вращения долота, Превышение которых вызывает снижение механической скорости проходки. Повышение частоты вращения шарошечных долот снижает долговечность их работы вследствие более интенсивного износа опор и сокращает проходку за рейс долота.

Влияние осевой нагрузки. Многочисленные отечественные и зарубежные исследования влияния осевой нагрузки на механическую скорость могут быть охарактеризованы графиком (рис. 8.1), отражающим качественную сторону процесса. На кривой х=f(Р_д) выделяются три области. Область I характеризуется тем, что х увеличивается пропорционально увеличению Р_д. В этой области удельная нагрузка значительно меньше прочности разрушаемой породы, поэтому процесс разрушения носит поверхностный характер. Область I называется областью поверхностного разрушения.

Во II области механическая скорость также увеличивается с ростом Р_д, но в данном случае механическая скорость растет быстрее, чем увеличивается нагрузка, создаваемая на долото. В этой области породы разрушаются при удельной нагрузке, меньшей твердости разрушаемой породы, но уже близкой к ней. Эта область условно называется областью усталостного разрушения. На границе II и III областей удельная нагрузка будет соответствовать твердости разрушаемой породы. В области III процесс разрушения носит объемный характер. Область III называется областью нормального или объемного разрушения.

Описанное выше разделение режимов разрушения породы считается условным, так как при работе долота в разной степени наблюдаются все три вида разрушения.

Графики, представленные на рис. 8.1 и 8.2, показывают, что при всех существующих методах вращательного бурения любое изменение осевой нагрузки на долото приводит к изменению показателей его работы. При поддержании на долоте осевой нагрузки при х = maх реализуется критерией максимума механической скорости; при нагрузке отвечающей h = mах, будет вестись бурение с максимальной проходкой на долото.

Рис. 8.1 Кривая зависимости механической скорости проходки от осевой нагрузки

Рис. 8.2 Влияние осевой нагрузки на механическую скорость и проходку на долото при турбинном бурении

Оптимальный режим с максимумом рейсовой скорости очевидно будет достигнут при средней величине осевой нагрузки между Р_д, соответствующей х_max, и Р_д, соответствующей h_max.

Взаимосвязь между параметрами режима бурения. В роторном бурении параметры режима бурения не зависят друг от друга. В процессе бурения можно менять любой из них: Р_д, h или Q, не изменяя других. При бурении гидравлическими забойными двигателями основным параметром режима бурения считается количество прокачиваемой промывочной жидкости Q. Осевая нагрузка на долото Р_д находится в зависимости от Q, т.е.

Р_д=F(Q), (8.2)

Число оборотов долота (n) в турбинном бурении переменно зависит от количества прокачиваемой жидкости и величины осевой нагрузки на долото, т.е.

N=f(Q,Р_д). (8.3)

Другими словами, при турбинном бурении изменение величины Q неизменно повлечет за собой изменение n и Р_д.

При бурении электробуром также имеются свои особенности. Электробуром бурят при постоянной скорости вращения долота и бурильщик не может ее регулировать. Менять скорость вращения можно только заменой электробура другим двигателем, имеющим другую скорость вращения, изменением частоты тока или при помощи редукторов-вставок.

Изменение мощности, которая затрачивается долотом на разрушения пород, имеющих разные физико-механические свойства, вызывает изменение силы тока в электрической цепи, питающей электробур. Это позволяет следить по показаниям амперметра за характером работы долота на забое, создавать оптимальные осевые нагрузки, определять степень износа долота.

Критерий оценки эффективности применяемых параметров режима бурения. Таким критерием может служить рейсовая скорость или стоимость 1 м проходки так называемая экономическая скорость.

Спущенное в скважину долото стремятся отработать при таких значениях параметров режима бурения и бурить им столько времени, чтобы обеспечить максимальную рейсовую скорость проходки х_рmax, либо минимальную стоимость 1 м проходки С_рmin. Критерий С_рmin более обобщающий, чем критерий х_рmах, так как он учитывает (в стоимостном выражении) больше факторов.

1.3 Выбор способа бурения

Широкое распространение получили три следующих способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Первые два из этих способов считаются основными. Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях.

На основании данных, полученных при опытном бурении, сравнивают способы бурения и выявляют из их числа наиболее эффективный для конкретных геолого-технических условий. В качестве критерия оценки эффективности способа бурения целесообразно применять стоимости 1 м проходки. Это не исключает возможность использования при сравнении способов бурения таких критериев, как проходка за рейс, а также рейсовая и коммерческая скорость.

В нашей стране, в отличие от других стран, основные объемы бурения осуществляются турбобурами (80-85%). Бурение винтовыми забойными двигателями (6%), роторным способом (12-7%) и электробурами (2%) ведется в значительно меньших объемах. В США основное бурение на нефть и газ осуществляются роторным способом, а если появляется необходимость бурить скважину забойным двигателем, то используют винтовые забойные двигатели. Такое положение объясняется многими причинами, главные из которых - стоимость 1 м проходки и многолетние традиции, укоренившиеся в странах, в бурении нефтяных и газовых скважин.

1.4 Особенности режима бурения роторным способом

При роторном бурении отсутствует ярко выраженная взаимосвязь параметров режима бурения и, следовательно, влияние их друг на друга. Поэтому оптимальный режим роторного бурения включает в себя сочетание наивыгоднейших значений каждого параметра в отдельности.

Тип долота должен выбираться в соответствии с «Комплексной методикой классификации горных пород геологического разреза, разделения его на характерные пачки пород и выбора рациональных типов и конструкций шарошечных долот для эффективного разбуривания нефтяных и газовых месторождений» (РД 39-2-52-78).

При выборе режима бурения долотами серий ГНУ и ГАУ необходимо учитывать следующее: верхнему уровню величин осевых нагрузок на долота соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот; в пластичных, вязких глинистых, а также слабосцементированных малоабразивных песчано-глинистых и песчаных породах целесообразно бурить при частотах вращения близких к максимальным и пониженных величинах осевой нагрузки на долото; в песчаных и других абразивных породах, а также трещиноватых и обломочных целесообразно снижать частоту вращения ротора во избежание повышенного износа и разрушения вооружения, герметизирующих элементов опор шарошек, козырьков и спинок лап.

Режим бурения (особенно долотами с твердосплавным вооружением и герметизированными опорами) должен выбираться таким, чтобы не допускалось вибраций бурильной колонны.

При роторном бурении могут возникать значительные вибрации (колебания) бурильной колонны, когда частота действующей силы равна частоте собственных колебаний труб. Это условие обычно называют резонансом. Поэтому долото должно вращаться с частотой, отличающейся от собственной частоты бурильной колонны. Частота вращения ротора должна отличаться от критической частоты вращения n_кр, при которой совпадают поперечные и продольные колебания бурильной колонны.

Критические частоты вращения (с точностью до +15%) и длины колонны l_кр, при которых возможно наложение поперечных и продольных колебаний, приведены в табл. 8.1. Наиболее опасна критическая частота вращения при наименьшей критической длине колонны.

В американской практике при бурении трехшарошечными долотами рассчитывают критическую частоту вращения бурильной колонны по методу Дэринга.

По этому методу критическая частота вращения (в об/мин)

n_кр=20f, (8.4)

где f-частота колебаний долота (с^-1).

По методу Дэринга критическая частота вращения ротора определяется с учетом длины секции УБТ, при этом предполагается, что УБТ совершают продольные и крутильные колебания.

Собственная частота продольных колебаний УБТ (с^-1) определяется по формуле:

(8.5)

где L_УБТ - длина секции УБТ.

Собственная частота вращения УБТ (с^-1) определяется по формуле

(8,6)

По методу Дэринга долото должно вращаться с частотой, меньшей или большей собственной частоты вращения УБТ (f₁ и f₂);

Для предотвращения вибраций долото должно вращаться с частотой не менее 66 об/мин и более 106 об/мин. Во многих случаях, особенно, при бурении в мягких неабразивных породах существенное улучшение показателей работы долот достигается при повышении частоты вращения до 140-200 об/мин.

Фактическая осевая нагрузка на долото при повышенной частоте вращения инструмента из-за трения бурильной колонны о стенки скважины и вкладыш ротора оказывается существенно меньше, чем по индикатору веса. Поэтому нагрузку на долото следует корректировать с учетом разницы в показаниях индикатора веса при вращении и без вращения колонны.

Осевая нагрузка на долото при бурении с повышенной частотой вращения обычно должна быть уменьшена на 20-25% против величин, создаваемой при низкооборотном режиме в тех же условиях. Переход на высокооборотный режим вращения бурильной колонны может сопровождаться в отдельных породах обвалами стенок скважины и увеличением момента вращения бурильного инструмента. При возникновении указанных явлений необходимо немедленно тщательно промыть и проработать (на длину ведущей трубы) ствол скважины и только после установления нормальных условий бурения перейти на повышенную частоту вращения ротора. Не рекомендуется применение повышенной частоты вращения ротора при бурении в твердых породах с промывкой технической водой.

При бурении долотами с герметизированными опорами и твердосплавным вооружением неравномерное вращение и подача долота, резкое торможение и внезапные остановки, толчки и удары, повышенный уровень вибрации, приводят к разрушению (поломки, сколы и т. п.) твердосплавных зубков и преждевременному выходу из строя герметизирующих элементов и опор в целом.

При появлении в процессе роста вибраций, с целью их подавления необходимо уменьшить осевую нагрузку или изменить частоту вращения ротора.

Если изменение в рациональных пределах указанных параметров не приводит к уменьшению амплитуды колебаний до приемлемого уровня, то это свидетельствует о завышенной моментоемкости долота или недостаточном маховом моменте УБТ для данного сочетания типа долота и разбуриваемых пород. Следовательно, на очередной рейс необходимо использовать долото, характеризующееся меньшей моментоемкостью или увеличить маховый момент УБТ (желательно за счет увеличения их диаметра).

В нашей стране роторный способ бурения используется главным образом при бурении глубоких скважин, а также нижней части разреза скважин средней глубины.

Следует остановиться на некоторых особенностях режима бурения с очисткой забоя воздухом или газом. Одна из особенностей режима бурения с очисткой воздухом или газом - бурение на сравнительно невысоких скоростях вращения ротора. В процессе бурения шарошечными долотами пород средней твердости, твердых и крепких при очистке забоя газообразным циркулирующим агентом и при соблюдении других параметров режима бурения скорость вращения ротора не должна превышать 100-200 об/мин, а при бурении сыпучих и мягких пород-200-300 об/мин.

Для обеспечения максимальных показателей бурения при использовании газообразных циркулирующих агентов, необходимо соблюдать оптимальное соотношение нагрузки на долото и скорости вращения долота. Это соотношение лучше всего определяется по характеру выноса шлама из нагнетательной линии. Выбрасываемый на поверхность шлам должен состоять или из осколков породы разных размеров (при бурении твердых и крепких пород шарошечными долотами), или скатанных кусочков легких пород, или естественного состояния при сыпучих породах и выходить обильным потоком из нагнетательной линии.

Количество шламовой пыли должно быть минимальным, так как обильное ее выделение указывает на процесс разрушения истиранием, и для перехода на объемный режим разрушения следует увеличить нагрузку на долото и уменьшить скорость вращения ротора, если она была завышена. Для успешного бурения с газообразными циркулирующими агентами необходимо для каждого конкретного случая устанавливать минимальный предел скорости восходящего потока в затрубном пространстве. Минимальным расходом газообразного циркулирующего агента при бурении следует считать такой, при котором в затрубном пространстве (с зазором между бурильными трубами и стенками скважины не менее 12-15 мм) создается скорость восходящего потока, способная выносить выбуренную породу размером первичного разрушения с избыточной скоростью 5-8 м/с.

1.5 Особенности режима бурения турбинным способом

Основные положения. Турбобур забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в разных геологических условиях. В рабочих колесах турбобура гидравлическая энергия бурового раствора, движущегося под давлением, превращается в механическую энергию вращающегося вала, который связан с долотом.

Рис. 8.3 Действие турбины

Основная часть турбобура - турбина, состоящая из большого числа (более сотни) совершенно одинаковых ступеней. Каждая ступень турбины, в свою очередь, состоит из двух частей: вращающейся, соединенной с валом турбобура называемой ротором и неподвижной, закрепленной в корпусе турбобура, называемой статором. На рис. 8.3 показаны устройство и принцип действия ротора и статора. Статор представляет собой гладкое стальное кольцо 1, на внутренней поверхности которого имеются изогнутые лопатки 5. Концы лопаток соединяются внутренним ободом 3. Ротор состоит из кольца 2 и лопаток 6, подобных лопаткам статора, но обращенных выпуклостью в другую сторону. Наружные концы лопаток ротора соединены ободом 4. Между статором и ротором имеется зазор, обеспечивающий свободное вращение ротора в статоре.

Теория малогабаритных турбин для бурения нефтяных и газовых скважин создана советским инженером П. П. Шумиловым. Основные условия построения турбин турбобуров следующие. Для получения необходимой мощности и приемлемого для бурения числа оборотов турбина должна быть многоступенчатой. Все ступени турбины должны быть совершенно одинаковыми и обеспечивать пропорционально числу ступеней увеличение мощности и скорости вращения бурильных труб.

Для получения наименьшего износа турбинных лопаток роторы турбины выполняют с тем же профилем, что и статоры турбины, лишь с поворотом лопаток в противоположную сторону. Перепад давления на турбине должен быть в пределах допускаемых насосными установками, применяемыми при бурении глубоких скважин, и для избежания толчков давления в системе не должен существенно меняться при изменении режима работы турбины.

П. П. Шумилов установил следующие основные закономерности, характеризующие влияние количества промывочной жидкости на работоспособность турбины.

1. Скорость вращения турбины пропорциональна количеству прокачиваемой жидкости

n₁/n₂=Q₁/Q₂, (8.7)

т.е. при увеличении количества прокачиваемой жидкости, например в 3 раза, число оборотов турбины увеличивается также в 3 раза, и наоборот.

2. Перепад давления на турбине пропорционален квадрату количества прокачиваемой жидкости

p₁/p₂=(Q₁/Q₂)², (8.8)

т.е. при увеличении количества прокачиваемой жидкости, например в 2 раза, давление на турбине увеличивается в 4 раза и наоборот.

3. Вращательный момент турбины, как и перепад давления, пропорционален квадрату количества прокачиваемой жидкости

M₁/M₂=(Q₁/Q₂)², (8.9)

4. Мощность турбины пропорциональна кубу количества прокачиваемой жидкости

N₁/N₂=(Q₁/Q₂)³, (8.10)

т.е. при увеличении количества прокачиваемой жидкости, например в 2 раза мощность турбины увеличивается в 8 раз, и наоборот.

При бурении турбобуром энергия, предназначенная для разрушения породы, подводится к забою потоком промывочной жидкости. Генератором гидравлической энергии считаются буровые насосы, преобразующие механическую энергию привода в гидравлическую энергию потока промывочной жидкости. Часть энергии потока теряется на преодолении гидравлических сопротивлений в нагнетательной линии, бурильных трубах, замках, долоте и затрубном пространстве. Оставшаяся часть энергии используется в турбине турбобура для преобразования в механическую энергию, которая при помощи долота затрачивается на бурение.

П. П. Шумилов показал, что наибольшую гидравлическую мощность на турбине турбобура при неизменном максимальном давлении в нагнетательной линии буровых насосов, можно получить при условии

(8.11)

где p_т - перепад давления в турбобуре; р₀- давление в нагнетательной линии буровых насосов.

Так как в процессе бурения скважины гидравлические сопротивления в бурильных трубах, замках и кольцевом пространстве беспрерывно возрастают, то для обеспечения равенства (8.11) необходимо было бы по мере углубления скважины непрерывно снижать подачу насосов и соответственно изменять характеристику турбобуров таким образом, чтобы перепад давления на турбине (несмотря на уменьшение расхода жидкости, протекающей через нее) остался постоянным.

Характеристики турбобура можно заменять только ступенчато, применяя на разных участках скважины турбобуры различных типов. Подача буровых насосов регулируется также только ступенчато путем смены цилиндровых втулок. Основная задача проектирования режима турбинного бурения заключается в установлении режима работы буровых насосов, подборе типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для разных участков ствола скважины таким образом, чтобы получить наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения.

Осевая нагрузка выбирается в зависимости от твердости проходимых пород. При бурении в твердых породах бурильщик в целях повышения эффективности работы долота увеличивает нагрузку, а при бурении в мягких породах - уменьшает. В то же время независимо от бурильщика частота вращения долота в первом случае уменьшается, а во втором случае увеличивается, что и требуется для достижения хороших показателей работы долота.

Характеристика турбобуров. Во время бурения турбобуром частота вращения долота непрерывно меняется в зависимости от нагрузки на забой и крепости проходимых пород. Таким образом, зависимость между крутящим моментом, приложенным к долоту, и скоростью вращения вала турбобура обратно пропорциональная, т. е. чем больше нагрузка на долото, тем меньше скорость вращения вала, и, наоборот, уменьшение нагрузки ведет к увеличению скорости вращения (рис. 8.4).

Рис. 8.4 Зависимость вращающего момента от частоты вращения вала турбобура

Отрезок ОА представляет собой крутящий момент, развиваемый турбобуром при скорости вращения вала, равной нулю, т.е. при торможения. Этот момент называется тормозным моментом, и по величине он наибольший. С уменьшением крутящего момента частота вращения вала увеличивается, и когда крутящий момент станет равным нулю, т. е. нагрузки не будет, частота вращения вала станет максимальной. Максимальная частота вращения вала называется скоростью вращения на холостом ходу. Частота вращения на холостом ходу изображена отрезком ОБ и равна 1200 об/мин. При режиме работы турбобура, характеризуемой точкой В, частота вращения вала составляет 800 об/мин, а развиваемый им крутящий момент 1 Н-м. С изменением скорости вращения вала и меняется не только крутящий момент М, но и другие показатели работы турбобура: КПД, з и мощность N.

Рис. 8.5 Зависимость КПД и мощности от частоты вращения вала турбобура

КПД турбобура изменяется следующим образом. При тормозном режиме, т. е. при частоте вращения, равной нулю, КПД турбобура также равен нулю. С увеличением частоты вращения КПД возрастает, затем, достигнув своего максимального значения, с дальнейшим увеличением частоты вращения начинает уменьшаться и при режиме холостого хода вновь становится равным нулю. Соответственно изменению величины КПД изменяется и величина мощности турбобура (рис. 8.5). Режим работы турбобура, при котором его КПД достигает своего максимального значения, называется оптимальным. Частота вращения вала на оптимальном режиме примерно в 2 раза меньше скорости вращения вала турбины на холостом ходу, а крутящий момент в 2 раза меньше тормозного момента.

В отличие от крутящего момента, мощности и КПД, перепад давления на турбине Р с изменением частоты вращения вала почти остается неизменной. При переходе от режима холостого хода к тормозному перепад давления в турбине несколько увеличивается (на 10-15%).

Все изложенное выше относится к работе турбобура на одинаковом количестве прокачиваемой через него рабочей жидкости. Построение для данного типа турбобура (при Q=Const) зависимости N, Р, з, М от числа оборотов вала n называется его рабочей характеристикой.

Рабочие характеристики для каждого типа турбобура, при одном и том же количестве прокачиваемой жидкости, различны. Рабочая характеристика турбобура позволяет правильно подобрать режим его работы при данной подаче буровых насосов. Рабочие характеристики строят на основе стендовых испытаний.

Конструкция многоступенчатых турбобуров. Различные условия, в которых работают турбобуры, привели к необходимости создания нескольких конструктивных разновидностей турбобуров. Турбобуры выпускаются следующих конструкций: односекционные бесшпиндельные, односекционные шпиндельные, двухсекционные шпиндельные, трехсекционные шпиндельные.

При этом в турбинных секциях могут быть установлены металлические цельнолитые турбины; металлические составные турбины с проточной частью, выполненной методом точного литья; составные турбины из металлических ступиц и пластмассовых проточных частей; резинометаллические радиальные опоры; шаровые радиальные опоры.

В шпиндельных секциях могут использоваться резинометаллические или шаровые опоры.

Применяются турбобуры нескольких типов.

1. Турбобуры типа Т12 (Т12МЗЕ-172; Т12МЗБ-195; Т12РТ-240; Т12МЗБ-240) применяют для бурения верхних интервалов скважин шарошечными долотами и для комплектования реактивно-турбинных агрегатов для бурения стволов большого диаметра методом РТБ (реактивно-турбинное бурение).

Рис. 8.6 Односекционный турбобур

Конструкция турбобура типа Т12 дана на рис. 8.6. Диски ротора 13 совместно со втулкой нижней опоры 21 и двумя втулками 14 средней опоры вала, упором 19, дисками 7 и кольцами 8 пяты зажимаются на валу 16 роторной гайкой 6. При этом для совпадения промывочных окон на упоре и в валу турбобура упор 19 фиксируется шпонкой 20. Для предохранения роторной гайки от самоотвинчивания предусмотрен обжимающий колпак 4, закрепляемый контргайкой 3.

Герметизация диаметральных зазоров между внутренней поверхностью дисков роторов и поверхностью вала, с целью предупреждения шламования, обеспечивается установкой в верхней и нижней частях вала втулок 11 с уплотнительными кольцами 18, что значительно облегчает разборку турбобура при его ремонте.

Диски статора 12, средние опоры 15, регулировочное кольцо 10, определяющие положение ротора относительно статора в собранном турбобуре, и поднятники 9 закрепляются ниппелем 22 с использованием регулировочных колец 5 и 77. Корпус крепится к колонне бурильных труб через переводник 1. На валу турбобура находится переводник 2, соединяемый с долотом.

Для бурения верхних интервалов глубоких нефтяных и газовых скважин, имеющих диаметры 394-920 мм и более, применяют реактивно-турбинные агрегаты, у которых два турбобура размещены параллельно и жестко соединены между собой (для бурения скважин диаметром 1730-2660 мм созданы и применяются в горнорудной промышленности агрегаты, укомплектованные тремя и даже четырьмя турбобурами).

Рис. 8.7 Реактивно-турбинный агрегат РТБ-11-590

Агрегат (рис. 8.7) состоит из следующих деталей: переводника 1 для соединения агрегатов с бурильной колонной; защитного кожуха 2; траверсы 3 с ниппелями, к которым подвешены турбобуры 4; грузов 6, предназначенных для утяжеления агрегата; верхнего и нижнего хомутов 5, придающих агрегату жесткость; переводников 7, с помощью которых к каждому турбобуру присоединяется трехшарошечное долото 8. Вращаясь от вала турбобуров, долото получает дополнительное переносное движение вокруг оси агрегата, вращающегося либо только за счет сил реакции забоя, либо за счет сил реакции забоя и принудительного вращения агрегата с поверхности через бурильную колонну.

Выбуренная порода выносится циркулирующим потоком бурового раствора, подаваемого в бурильную колонну и РТБ. Для бурения скважин с помощью РТБ используют стандартные буровые установки необходимой грузоподъемности.

2. Турбобуры секционные типа ТС (ТС4А-104.5; ТС4А-127; ТС5Е-172; ТС5Б-195; ТС5Б-240; ЗТС5Е-172; ЗТС5Б-195; ЗТС5Б-240) применяют для бурения глубоких скважин шарошечными долотами. Турбобуры состоят из двух или трех турбинных секций, соединенных в один турбобур.

Вращающий момент от валов верхних секций к валам последующих секций передается через муфты валов - конусно-фрикционные и конусно-шлицевые. По корпусу секции соединяются переводниками на замковой резьбе. Нижние секции аналогичны по конструкции односекционным турбобурам типа Т12, за исключением верхней части вала, которая представляет собой конусную поверхность сопрягаемую с полумуфтой, предназначенной для соединения с валом второй секции турбобура. Верхние и средние турбинные секции одинаковы по конструкции и отличаются от нижних отсутствием осевой опоры и конструкцией вала.

Нижнюю секцию турбобуров можно применять для бурения как самостоятельный турбобур, для чего на корпус для соединения с бурильными трубами следует навинтить переводники.

3. Турбобуры типа КТД (колонковое турбодолото) предназначены для отбора образцов породы (керна) при бурении скважин. Выполняются с наружным диаметром 240, 195 и 172 мм (КТДЗ-240-269/4В; КТД4С-195-214/60; КТД4С-172-190/40). Колонковое турбодолото КТДЗ-240-269/48 по конструкции аналогично турбобуру типа Т12 и отличается от него тем, что имеет полый вал, в котором помещается грунтоноска и узел для ее крепления.

Колонковые турбодолота КТД4С-172-190/40, КТД4С-195-214/60 состоят из двух секций. Валы секций турбодолот полые, имеют в сравнении с валами турбобуров больший наружный диаметр и соединяются между собой полыми конусно-шлицевыми полумуфтами.

Конструкция колонковых турбодолот предусматривает применение съемной грунтоноски, обеспечивающей отбор керна без подъема бурильных труб до полной сработки бурильной головки. Для этого в верхней части грунтоноски имеется бурт для захвата ее ловителем (шлипсом), спускаемым в бурильную колонну при помощи специальной лебедки.

4. Турбобуры секционные шпиндельного тина ЗТСШ (ЗТСШ-172, ЗТСШ-195, ЗТСШ-195Л, ЗТСШ-215, ЗТСШ-240, а также турбобуры шпиндельные унифицированные ЗТСШ1-172, ЗТСШ1-195, ЗТСША-195ТЛ, ЗТСШ1-240Ш). Турбобуры состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции. Турбобуры этого типа - усовершенствованная конструкция секционных турбобуров. Они позволяют бурить шарошечными долотами с обычной схемой промывки, гидромониторными и алмазными долотами (турбобур ЗТСША-195ТЛ); изменять секционность турбобуров в зависимости от условий бурения; менять отработанные шпиндели без разборки секций; увеличивать вращательный момент при снижении числа оборотов за счет применения тихоходных турбин, выполненных методом точного литья (турбобур ЗТСШ1-195Л).

В каждой турбинной секции размещено около 100 ступеней турбины, по четыре радиальные поры и по три ступени предохранительной осевой пяты. Последняя применяется для устранения опасности соприкосновения роторов и статоров турбины из-за износа шпиндельного подшипника в процессе работы.

Созданием шпиндельного турбобура были решены задачи, связанные с улучшением энергетических характеристик и эксплуатационных качеств турбобура, значительно уменьшены утечки жидкости из-под ниппеля при увеличенных перепадах давления на долото, повышена прочность валов.

Рис. 8.8 Шпиндель

На полом валу шпинделя 20 (рис. 8.8) установлены две радиальные резнометаллические опоры 10 со втулками опор 9 (центрируемыми в верхней опоре подкладными втулками 8) и двадцать пять ступеней непроточной осевой опоры, каждая из которых состоит из диска 15, внутреннего и наружного колец 16, 18 и непроточного резинометаллического подпятника 17. Весь пакет деталей, включая упорную, дистанционную и промежуточную втулки 21, 13 и 14, закрепляется на валу гайкой 6, колпаком 5, контргайкой 4 и крепится в корпусе 19 посредством переводника нижней секции 1 и ниппеля 23, с использованием регулировочных колец 3, 7, 23.

На верхней части вала шпинедля установлена конусно-шлицевая муфта 2, имеющая промывочные окна для протока рабочей жидкости во, внутреннюю полость вала и затем к долоту, присоединяемому к шпинделю через переводник 24. Для облегчения разборки шпинделя в процессе ремонта в верхней и нижней его частях установлены втулки 11 с уплотнительными кольцами 12, обеспечивающими герметизацию диаметральных зазоров между валом и закрепленным на нем пакетом-деталей.

Установка в шпинделе осевой опоры качения (как жесткой, так и амортизированной - шпиндель типа ШШО) вместо резинометаллической опоры скольжения, позволяет турбобуру воспринимать более высокие осевые нагрузки и эффективно работать при более низких числах оборотов.

Широко применяют и серийно выпускают шпиндели типа ШФД с лабиринтными дисковыми уплотнителями. Они предназначены для использования серийных турбобуров с турбинными секциями. За счет частичной изоляции картера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердые абразивные частицы, значительно увеличен моторесурс шпинделя. Изоляция обеспечивается оборудованием верхней части вала шпинделя лабиринтным уплотнением и установкой между этим уплотнением и уплотнением картера осевой опоры дренажной втулки, отверстия которой сообщаются с затрубным пространством.

В шпинделях типа ШГД осуществлена полная герметизация картера осевой опоры от поступления бурового раствора, при этом картер осевой опоры заполнен смазкой. Надежная герметизация картера осевой поры обеспечивается тем, что на герметизирующие уплотнения не действует перепад давлений, срабатывасмый в насадках долота. Герметизирующие уплотнители установлены над и под картером осевой опоры. Конструкция шпинделя допускает производство дозаправки или полной смены смазки на буровой, для чего верхняя и нижняя части картера имеют заправочные втулки.

5. Турбобуры секционные с наклонной линией давления (А6КЗС; А7Н4С; А9К5Са; А6ГТ; А7ГТ; А9ГТ, а также турбобуры секционные унифицированные с наклонной линией давления А7Ш; А9Ш; А7ГТШ; АЗГТШ). Данные турбобуры состоят из двух или трех турбинных и одной шпиндельной секций. В данных турбобурах используется турбина с наклонной линией давления, а в турбобурах А7ГТШ, А9ГТШ для снижения разгонных оборотов дополнительно устанавливают решетки гидродинамического торможения.

Применение в турбобурах опор качания и турбин, перепад давления на которых при постоянном расходе жидкости уменьшается от холостою к тормозному режиму, дает возможность работать на низких оборотах, улучшает запуск турбобура на высокоабразивных и утяжеленных глинистых растворах, обеспечивает способность турбобура работать на повышенных нагрузках па долото.

Недостаток турбобуров с наклонной линией давления - возможность резкого увеличения перепада давления на турбобуре при снижении нагрузки на долото в процессе бурения. Поэтому применение турбобуров данного типа рекомендуется с использованием дизельного привода на буровых насосах (учитывая более мягкую его характеристику по сравнению с электроприводом). При использовании ступеней гидродинамического торможения можно получить скорость вращения вала турбобура, равную 250-300 об/мин.

Базовые детали турбобуров секционных унифицированных с наклонной линией давления в габаритах унифицированы с деталями турбобуров типа ЗТСШ1. Выпускаются также турбобуры шпиндельные с независимой подвеской вала турбинной секции (А6Ш, А6ГТШ, А7ШГ, А7ГТШМ, А9ШГ). Отличительная особенность этих турбобуров - вал в турбинной секции подвешен на отдельном шарикоподшипнике со специальными фонарями для протока промывочной жидкости.

6. Турбобуры с «плавающими статорами» (ЗТСШ1М1-195, ТПС-172). Турбобуры этого типа обладают следующими особенностями: каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз корпуса, запирается от про.ворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой пяту для соответствующего статора, которые не имеют проставочных дистанционных колец. Такое исполнение ступени турбины, с одной стороны, позволяет до максимума увеличить средний диаметр турбины, а с другой стороны до минимума сократить осевой лифт в ступени. Тем самым в корпусе стандартной длины удается разместить число ступеней турбин в 1,4 раза больше, чем у серийных турбобуров.

Отсутствие взаимосвязи между осевыми люфтами турбины и осевой опоры шпинделя исключает торцовый износ лопаточных венцов турбин и повышает межремонтный период работы шпинделей.

Турбобуры этого типа состоят из трех турбинных секций и шпинделя с двумя следующими вариантами осевой опоры: подшипник ШШО и резинометаллическая пята. Технические данные основных турбобуров приведены в табл. 8.3.

Редукторный турбобур. Главный недостаток турбобуров - их быстроходность. Это ограничивает возможность их использования в сочетании с долотами для низкооборотного бурения (до 200 об/мин). Редукторный турбобур лишен этого недостатка. После многолетних "работ коллективом сотрудников Пермского филиала ВНИИБТ был создан редукторный турбобур ТРМ-195. В основу конструкции турбобура положен агрегатный метод создания машин, поэтому он состоит из трех основных частей - турбобура, редуктора-вставки и шпинделя. Турбобур и шпиндель были рассмотрены выше, поэтому остановимся на редукторе-вставке.

Рис. 8.9 Принципиальная схема редуктора-вставки

Редуктор-вставка (рис. 8.9) состоит из корпуса 3, передачи 6, размещенной в маслонаполненной камере 5, которая ограничена кожухом 1, системы маслозащиты с уплотнениями (верхним 4 и нижним 8), ведущего 2 и ведомого 11 валов вставки. Каждый из указанных валов 2 и 11 установлен на двух опорах: сферическом подшипнике 7 и радиальной опоре 10, связанной с корпусом 3 упругим элементом 9. При этом сферические опоры 7 установлены на обоих валах со стороны передачи 6. Уплотнения 4 и 8 размещены соответственно на валах 2 и 11, ближе к сферической опоре 7.

В редукторном турбобуре редуктор-вставка устанавливается между турбобуром и шпинделем. Ведущий вал 2 вставки соединен с валом турбобура, а ведомый вал 11 с валом шпинделя.

Рассмотрим работу редуктора-вставки. Частота вращения и крутящий момент с вала турбобура передаются через ведущий вал 2 на передачу 6, в которой происходит уменьшение частоты вращения и увеличение крутящего момента. Вращение с измененными параметрами через ведомый вал 11 передается на вал шпинделя и далее на долото. Буровой раствор обтекает маслонаполненную камеру 5 по кольцевому зазору между корпусом 3 и кожухом 1 (показано стрелками на рис. 8.9).

С 1975 г. специальное конструкторско-технологическое бюро погружного электрооборудования (г. Харьков), Могилевский машиностроительный институт и ВНИИБТ начали совместные работы по созданию редукторов-вставок с принципиально новыми редуцирующими узлами синусошариковыми (рис. 8.10).

На основании проведенных работ были созданы синусошариковые вставки, принятые к серийному производству: РСШ127-5; РСШ190-1,75; РСШ 190-2; РСШ190-5. В обозначениях принято: Р - редуктор-вставка, С - синусная, Ш - шариковая, 127 и 190-диаметр в мм; 1,75; 2; 5-передаточное число (отношение частоты вращения ротора электродвигателя к частоте вращения долота).

Синусошариковые редуктора-вставки широко применяются при бурении электробурами. В нашей стране созданы, освоены промышленностью и изготовляются редуктора-вставки двух следующих типов:

для турбобуров - создан на базе зубчатых редуцирующих узлов;

для электробуров - создан на базе синусошариковых редуцирующих узлов.

Рис. 8.10 Двухсинусоцилиндрическая шариковая передача: а - ведущий вал; б - корпус; в - водило; г - передача в сборе

В дальнейшем за счет меньшей металлоемкости (большие перегрузочные способности и хорошие компоновочные возможности) и простоты (конструктивная и технологическая) синусошариковые редуктора-вставки могут полностью заменить редуктора-вставки на базе зубчатых редуцирующих узлов в турбинном бурении.

Правила эксплуатации турбобуров. Каждый новый турбобур, получаемый с завода, перед отправкой на буровую проходит проверку в турборемонтном цехе предприятия (экспедиции). Проверяются крепление гайки, переводника, ниппеля и вращение вала. Турбобуры снабжаются предохранительным колпаком на валу и заглушкой в переводнике во избежание засорения турбины во время транспортировки и хранении.

Каждый турбобур имеет заводской паспорт в одном экземпляре и вкладную карточку, представляющую собой учетную карточку работы и ремонта турбобура. Паспорт турбобура хранится в ремонтной базе буровою предприятия, а вкладная карточка в период его пребывания на буровой - у бурового мастера. Во время нахождения турбобура в ремонте карточка сдается на базу или завод. Турбобуры необходимо перевозить на специальных лафетах или автомашинах, оборудованных подъемными устройствами для погрузки и выгрузки. При разгрузке турбобуры нельзя сбрасывать, так как от сильного удара может погнуться вал турбобура. Перед спуском в скважину нового или поступившего из ремонта турбобура следует проверить его работу на поверхности. Для этого турбобур соединяют с ведущей трубой и проверяют плавность его запуска при подаче насосов, соответствующей нормальному режиму его работы.

Запускают буровые насосы при открытой пусковой задвижке. Затем задвижку постепенно перекрывают и следят за давлением на манометре. Хорошо собранный и отрегулированный турбобур запускается при давлении до 2 МПа. Проверяют также осевой люфт вала, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала. Все данные опробования заносятся в буровой журнал. Если при опробовании обнаруживаются дефекты, турбобур в скважину не спускают.

В некоторых случаях, при отсутствии запасного турбобура, не вращающийся на поверхности турбобур все же спускают v скважину. Он может начать 'работать после того, как дана некоторая осевая нагрузка на долото. Если опущенный на забой турбобур работать все же не начинает, то его следует вращать («расхаживать») ротором, сохраняя нагрузку на забой. «Расхаживание» разрешается вести не более 20-30 мин. Контроль за нормальной работой турбобура на забое осуществляется на буровой по показаниям манометра и индикатора веса.

При постоянной подаче насосов перепад давления в турбобуре с изменением режима его работы почти не меняется. Резкое снижение или повышение давления в нагнетательной линии говорит о ненормальной работе турбобура. О неполадках в турбобуре можно также судить по уменьшению принимаемой турбобуром осевой нагрузки и резкому снижению скорости бурения (если это не вызвано износом долота).

Для непрерывного контроля за одним из основных параметров турбобура скоростью вращения его вала в процессе бурения скважин - рекомендуется использовать турботахометр.

Рассмотрим некоторые причины неудовлетворительной работы турбобура. Снижение давления в нагнетательном трубопроводе вызывается уменьшением количества жидкости, поступающей в турбобур. Причиной этого может быть следующее:

1) неисправность буровых насосов (нарушение герметичности поршней, уплотнений клапанов, засасывание насосом воздуха, засорение приемной сетки, уменьшение числа ходов насоса и т. д.);

2) утечки в резьбовых соединениях бурильных труб и переводников. Для проверки герметичности колонны бурильных труб следует при их подъеме через каждые пять-шесть свечей прокачивать буровой раствор. Повышение давления при прокачивании указывает на течь в одной из свечей, поднятой в последней партии. Если в трубах течи не обнаруживается, то проверяют турбобур (возможны утечки в переводнике турбобура). Резкое внезапное падение давления (почти до нуля) показывает, что произошла авария с переводником турбобура, срыв резьбы замков или труб.

Давление чаще всего повышается потому, что засорены каналы турбины турбобура. Для предотвращения этого при бурении и опробовании турбобуров устанавливают фильтры. Когда буровой раствор загрязнен, частицы шлама после прекращения циркуляции выпадают из бурового раствора и осаждаются на турбине. Если при включении насоса полностью закрыть пусковую задвижку, то шлам (выбуренная порода) забьет турбобур. Полностью закрывать задвижку следует после промывки в течение 5-10 мин. Аналогичное засорение турбины шламом происходит, если во время бурения после выключения насоса сразу открыть пусковую задвижку. При этом возникает обратная циркуляция и осаждающийся на забой шлам засасывается в турбобур. Особенно часто встречается это явление при использовании воды в качестве промывочной жидкости.

Для того чтобы избежать засорения турбобура, необходимо тщательно промыть насосы перед остановкой. Очень часто бывают случаи, когда давление в нагнетательной линии не падает, а турбобур «не принимает» нагрузку. Причной этого может быть заклинивание шарошек долота, большая сработка опор долота, неисправность турбобура. Чтобы выяснить причину ненормальной работы турбобура, поднимают бурильную колонну.

Турбины турбобура часто выходят из строя из-за механического износа наружных, внутренних и торцовых поверхностей. Предупреждение износа турбин - важное условие обеспечения эффективности работы турбобура.

После каждого рейса при подъеме турбобура необходимо проверять его осевой люфт. Для этого вал турбобура опирают на стол ротора и у торца ниппеля на валу наносят риску. Затем турбобур приподнимают и на валу точно так же наносят вторую риску. По расстоянию между рисками определяют величину осевого люфта. Осевой люфт после каждого рейса необходимо заносить в суточный рапорт и передавать по вахте. Допустимая величина осевого люфта неодинакова для турбобуров разных типов (от 3 до 8 мм). Не более чем через каждые два рейса в зависимости от условий бурения необходимо проверять и подкреплять машинными ключами резьбы ниппеля и переводника.

1.6 Особенности режима бурения винтовыми (объемными) забойными двигателями

Общие сведения. Назначение винтового (объемного) забойного двигателя такое же, как и турбобура, - бурение скважин в различных геологических условиях. В 1962 г. американской фирмой «Смит Тул» был создан винтовой двигатель «Дайна-Дрилл», представляющий собой обращенный одновинтовой насос, изобретенный французским инженером Р. Муано в 1930 г. Характеристика двигателя «Дайна-Дрилл» Незначительно отличается от характеристики современных турбобуров. Его эксплуатационные данные оказались более подходящими для наклонного бурения, что и определило его широкое распространение за границей в этой области бурения.

На выбор режимов бурения в течение последних лет решающее значение оказали успехи в развитии конструкций шарошечных долот с маслонаполненными опорами и вооружением из твердосплавных Зубков. Эти долота установили жесткие ограничения в частоте вращения долота (до 200 об/мин). Для работы на таких режимах в 1966 г. МЛ. Гусманом, С. С. Никомаровым, Ю.З. Захаровым, В. Н. Меныне-ниным и Н. Д. Деркачем был предложен новый тип винтового двигателя, в котором многозаходные винтовые рабочие органы выполняют функцию планетарного редуктора. Это позволило получить тихоходную (100-200 об/мин) машину с высоким вращающим моментом.

В последующие годы во ВНИИБТ и его филиале Д.Ф. Балденко, Ю. В. Вадецким, М. Т. Гусманом, Ю. В. Захаровым, А. М. Кочневым, С. С. Никомаровым и другими исследователями были созданы основы теории рабочего процесса, конструирования и технологии изготовления, разработана технология бурения винтовыми (объемными) двигателями.

...