Особенности режима бурения турбинным способом

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

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 (рис. 7.3). Статор 1 представляет собой гладкое стальное кольцо, на внутренней поверхности которого имеются изогнутые лопатки 3. Концы лопаток соединяются внутренним ободом 4. Ротор состоит из кольца 6 и лопаток 2, подобных лопаткам статора, но обращенных выпуклостью в другую сторону. Наружные концы ло­паток ротора соединены ободом 5. 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

Сила, действующая на лопатку ротора

Рис. 7.3. Действие турбины:

/ - статор; 2 - лопатки ротора; 3 - лопатки статора; 4 - обод статора; 5 - обод ротора; 6 - кольцо ротора

и обеспечивать пропорционально числу ступеней увеличение мощ­ности и скорости вращения инструмента.

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 изменяться 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:

где п 19 п 2 - скорости вращения; (}, () 2 - количество прокачива­емой жидкости; т.е. при увеличении количества прокачиваемой жидкости, например в три раза, число оборотов турбины увели­чивается также в три раза, и наоборот.

2. Перепад давления на турбине пропорционален квадрату ко­
личества прокачиваемой жидкости:

где Р\, Р^ - давления на турбине; т.е. при увеличении количества Прокачиваемой жидкости, например в два раза, давление на тур­бине увеличивается в четыре раза, и наоборот.

3. Вращающий момент турбины, как и перепад давления, про­
порционален квадрату количества прокачиваемой жидкости:

где А/ ь Л/ 2 , - вращающие моменты турбины.

4. Мощность турбины пропорциональна кубу количества прока­чиваемой жидкости:

где 7У Ь Л/2 - мощности турбины; т.е. при увеличении количества прокачиваемой жидкости, например в два раза, мощность турби­ны увеличивается в восемь раз, и наоборот. При бурении турбобуром энергия, предназначенная для раз­рушения породы, подводится к забою потоком промывочной жид­кости. Генератором гидравлической энергии являются буровые насосы, преобразующие механическую энергию привода в гид­равлическую энергию потока промывочной жидкости. Часть энер­гии потока теряется на преодоление 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 на выкиде буровых насосов, можно получить при следующем условии:

Давление на выкиде

Так как в процессе бурения скважины гидравлические со­противления в бурильных трубах, замках и кольцевом простран­стве беспрерывно возрастают, то для обеспечения равенства (7.1) 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.

Практически характеристики турбобура можно изменять только ступенчато, применяя на различных участках скважины турбобу­ры различных типов. Производительность буровых насосов регули­руется также только ступенчато путем смены цилиндровых втулок. Основная задача проектирования режима турбинного бурения как раз и заключается в установлении режима работы буровых насо­сов, подборе типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для различных 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 -- 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: чем больше нагрузка на долото, тем меньше скорость враще­ния вала, и наоборот, уменьшение нагрузки ведет к увеличению скорости вращения (рис. 7.4).

Отрезок ОА представляет собой крутящий момент, развиваемый турбобуром при скорости вращения вала, равной нулю, т.е. при тор­можении. 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. Она изображена отрезком ОБ, равным 1200 об/мин. При режиме работы турбобура, характеризу­емым тонкой В, частота вращения вала составляет 800 об/мин, а раз­виваемый им крутящий момент 1 Н м. С изменением скорости вращения вала п меняется не только крутящий момент А/, но и другие показатели работы турбобура: v (КПД) и мощность N.

Коэффициент полезного действия 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. 7.5). Режим работы турбобура, при котором его КПД достигает своего макси­мального значения, называется оптимальным. Частота вращения вала на оптимальном режиме примерно в два раза меньше скоро­сти вращения вала турбины на холостом ходу, а крутящий момент в два раза меньше тормозного момента.

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

Все изложенное выше относится к работе турбобура на одина­ковом количестве прокачиваемой через него рабочей жидкости. Построение для данного типа турбобура (при (? = сош!) зависи­мости N. Р, v, Мот числа оборотов вала п называется его рабочей характеристикой. Рабочие характеристики для каждого типа тур­бобура, при одном и том же количестве прокачиваемой жидко­сти, различны, их строят на основе стендовых испытаний. Рабочая характеристика турбобура позволяет правильно подобрать режим его работы при данной подаче буровых насосов.

Конструкция многоступенчатых турбобуров. Различные условия, в которых работают турбобуры, привели к необходимости со­здания нескольких конструктивных разновидностей турбобуров. Турбобуры выпускаются: односекционные бесшпиндельные, одно-секционные шпиндельные, двухсекционные шпиндельные, трех-секционные шпиндельные (табл. 7.1).

Таблица 7.1 Технические характеристики основных турбобуров

* В числителе указано общее ней гидротормоза.

** Без массы шпинделя.

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; Т12МЗБ-240; Т12РТ-240) применяют для бурения верхних интервалов скважин шарошечными долотами и комплектования реактивно-турбинных агрегатов для бурения стволов большого диаметра методом реак­тивно-турбинного бурения (рис. 7.6).

Диски ротора 12 совместно со втулкой нижней опоры 20 и дву­мя втулками 13 средней опоры вала, упором 18, дисками 6 и кольца­ми 7 пяты зажимаются на валу 75 роторной гайкой 5. При этом для совпадения промывочных окон на упоре и валу турбобура упор 18 фиксируется шпонкой 19. Для предохранения роторной гайки от самоотвинчивания предусмотрен обжимающий колпак 3, закреп­ляемый контргайкой 2.

Герметизация диаметральных зазоров между внутренней поверх­ностью дисков роторов и поверхностью вала в целях предупрежде-

6 7 8 9 10 11 12 13 1415 \\\ I / I / / / /

Рис. 7.6. Односекционный турбобур:

I - переводник; 2 - контргайка; 3 - колпак; 4, 9, 16 - регулировочные кольца;
5 - роторная гайка; 6 - диск; 7 - кольцо; 8 - подпятник; 10 - втулка;

II - диск статора; 12 - диск ротора; 13 - втулка средней опоры вала;
14 - средняя опора; 75 - вал; 77 - уплотнительное кольцо; 18 - упор;

19 - шпонка; 20 - нижняя опора; 21 - ниппель; 22 - переводник

ния шламования, обеспечивается установкой в верхней и нижней части вала втулок Юс уплотнительными кольцами 77, что значи­тельно облегчает разборку турбобура при его ремонте.

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). Агрегат (рис. 7.7) состоит из следующих деталей: перевод­ника 7 для соединения агре­гатов 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; переводников 7, с помощью которых к каждому турбобуру присоединяется трехшарошеч-

ное долото 8. Вращаясь от вала турбобуров, долота получают дополнительное переносное движение вокруг оси агрега-

та, 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 реактив­но-турбинным бурением. Для бурения скважин с помощью РТБ используют стандартные буровые установки требуемой грузоподъ­емности.

2. Турбобуры секционные типа ТС (ТС4А-104,5; ТС4А-127; ТС5Е-
172; ТС5Б-195; ТС5Б-240; ЗТС5Е-172; ЗТС5Б-195; ЗТС5Б-240) при­
меняют для бурения глубоких скважин шарошечными долотами.
Турбобуры состоят из двух или трех турбинных секций, соединен­
ных 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 навинчивать переводники.

3. Турбобуры типа КТД (колонковое турбодолото) предназна­
чены 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-240-269/4В по конструкции аналогично тур­
бобуру 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 и КТД4С-195-214/60 состоят из двух секции. Валы секции 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 обработки 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 шпиндельные (ЗТСШ-172; ЗТСШ-195;
ЗТСШ-195Л; ЗТСШ-215; ЗТСШ-240), а также турбобуры шпиндель­
ные унифицированные (ЗТСШ1-172; ЗТСШ1-195; ЗТСША-195ТЛ;

ЗТСШ1-240Ш) состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции. Они позволяют: бурить шарошечными долотами с обыч­ной схемой промывки, гидромониторными и алмазными долота­ми (турбобур ЗТСША-195ТЛ); изменять секционность турбобуров в зависимости от условий бурения; производить смену отработан­ных шпинделей без разборки секций; увеличивать величину вра­щающего момента при снижении числа оборотов за счет примене­ния тихоходных турбин, выполненных методом точного литья (тур­бобур ЗТСШ-195ТЛ).

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

Созданием шпиндельного турбобура был решен ряд задач, свя­занных с улучшением энергетических характеристик и эксплу­атационных качеств турбобура, значительно уменьшены утечки жидкости из-под ниппеля при увеличенных перепадах давления на долото, повышена прочность валов.

На полом валу шпинделя 20 (рис. 7.8) установлены две ради­альные резинометаллические опоры 10 со втулками опор 9 (цен­трируемыми в верхней опоре подкладными втулками 8} и 25 сту­пеней непроточной осевой опоры, каждая из которых состоит из диска 75, внутреннего и наружного колец 16, 18 и непроточных резинометаллических подпятников 77. Весь пакет деталей, вклю­чая упорную, дистанционную и промежуточную втулки 27, 13 и 14, закрепляется на валу гайкой 6, колпаком 5, контргайкой 4 и кре­пится в корпусе 19 посредством переводника нижней секции 7 и ниппеля 23 с использованием регулировочных колец 3, 7, 22.

На верхней части вала шпинделя установлена конусно-шлице-вая 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 77 с уплотнительными кольцами 72, 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 рези-нометаллической опоры скольжения позволяет турбобуру воспри­нимать более высокие осевые нагрузки и эффективно работать при более низких числах оборотов.

Широко применяются шпиндели типа ШФД с лабиринтными дисковыми уплотнениями. Они предназначены для турбинных сек­ций серийных турбобуров. За счет частичной изоляции картера осе­вой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твер-

Рис. 7.8. Шпиндель:

1 - переводник нижней секции; 2 - конусно-шлицевая муфта; 3, 7, 22 - регули­ровочные кольца; 4 - контргайка; 5 - колпак; 6 - гайка; 8, 9, 11, 13, 14, 21 - втулки; 10 - резинометаллические опоры; 12 - ушютнительные кольца; 15 - диск; 16, 18 - кольца; 17 - подпятник; 19 - корпус; 20 - вал шпинделя; 23 - ниппель; 24 - переводник

дые 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 герметизации 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, срабаты­ваемый в насадках долота. Герметизирующие уплотнители уста­новлены сверху и снизу картера осевой опоры. Конструкция шпин­деля допускает произведение 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) 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 устанавливаются решетки гидродинамического торможения.

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

Недостатком турбобуров с наклонной линией давления явля­ется 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 габаритных размерах унифициро­ваны с деталями турбобуров типа ЗТСШ1. Выпускаются также тур­бобуры шпиндельные с независимой подвеской вала турбинной секции (А6Ш; А6ГТШ; А7ШГ; А7ГТШМ; А9ШГ). Отличительной особенностью этих турбобуров является то, что вал в турбинной секции подвешен на отдельном шарикоподшипнике со специаль­ными фонарями для протока промывочной жидкости.

6. Турбобуры с «плавающими статорами» (ЗТСШ1М1-195; ТПС-172) обладают следующими особенностями: каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения и с помощью шпонки, за­ходящей в специальный паз корпуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор пред­ставляет собой и пяту для соответствующего статора, который не имеет приставочных дистанционных колец. Такое исполнение сту­пени турбины, с одной стороны, позволяет до максимума увели­чить средний диаметр турбины, а с другой - до минимума сокра­тить осевой люфт 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 позволяет исключить из практики тур­бинного бурения торцовый износ лопаточных венцов турбин и повысить межремонтный период работы шпинделей.

Турбобуры этого типа состоят из трех турбинных секций и шпин­деля с двумя вариантами осевой опоры: подшипник типа ШШО и резинбметаллическая пята.

Редукторный турбобур. Главным недостатком турбобуров явля­ется их быстроходность. Это ограничивает возможность их исполь­зования в сочетании с долотами для низкооборотного бурения

Таблица 7.2 Технические характеристики редукторных турбобуров

Примечание. Передаточное число редуктора-вставки 3,67.

(до 200 об/мин). Редукторный турбобур лишен этого недостатка (табл. 7.2).

После многолетних работ коллективом сотрудников Пермского филиала ВНИИБТ был создан турбобур ТРМ-195. В основу конст­рукции турбобура положен агрегатный метод создания машин, поэтому он состоит из трех основных частей - турбобура, редук­тора-вставки и шпинделя.

Первая (турбобур) и третья (шпиндель) были рассмотрены выше, поэтому остановимся на редукторе-вставке (рис. 7.9). Он состоит из корпуса 3, передачи 6, размещенной в маслонапол-ненной камере 5, которая ограничена кожухом 7, системы мас-лозащиты с уплотнениями (верхним 4 и нижним 8), ведущего 2 и ведомого 11 валов вставки. Каждый из валов 2 и 11 установлен на двух опорах: сферической 7 и радиальной 10, связанной с корпу­сом 3 упругим элементом 9. При этом сферические опоры 7 уста­новлены на обоих валах со стороны передачи 6, а 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.

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.

В 1975 г. Специальное конструкторско-технологическое бюро Погружного электрооборудования (Харьков), Могилевский маши-

ностроительный институт и ВНИИБТ провели совместные рабо-ты по созданию редукторов-вставок с принципиально новыми редуцирующими узлами - синусошариковыми.

На основании проведенных работ были созданы синусошари-ковые вставки, принятые к серийному производству: РСШ127-5 РСШ190-1,75; РСШ190-2; РСШ190-5. В обозначениях принят о: - редуктор-вставка, С - синусная, Ш -- шариковая, 127 или 190 - диаметр в мм; 1,75; 2; 5 - передаточное число (отношение частоты вращения ротора электродвигателя к частоте вращения долота). Синусошариковые редукторы-вставки широко использу­ются при бурении электробурами.

В настоящее время промышленностью освоены и изготавлива­ются редукторы-вставки двух типов, со­зданные на базе:

зубчатых редуцирующих узлов для тур­бобуров;

синусошариковых редуцирующих уз­лов для электробуров.

Правила эксплуатации турбобуров. Каждый новый турбобур, получаемый с завода, перед отправкой на буровую проходит проверку в турборемонтном цехе предприятия бурения (экспедиции). Проверяются крепления гайки, перевод­ника, ниппеля и вращение вала. Турбо­буры снабжаются предохранительным колпаком на валу и заглушкой в пере­воднике во избежание засорения и пор­чи 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 на ремонтной базе бурового 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 производительности 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 отдельных случаях, при отсутствии запасного турбобура, не вращающийся на поверхности турбобур все же спускают в сква­жину. Он может 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 массы (веса).

При постоянной производительности насосов перепад дав­ления в турбобуре с изменением режима его работы почти не меняется. Резкое снижение или повышение давления на нагне­тательной линии указывает на ненормальную работу 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 скоростью вращения вала турбобура в про­цессе бурения скважин рекомендуется использовать турботахометр.

Снижение давления в нагнетательном трубопроводе вызывает­ся уменьшением количества жидкости, поступающей в турбобур. Причиной этого могут быть:

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

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 течи 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 из-за засорения каналов тур. бины 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 произой­дет, 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 это явление встречается при использовании воды в качестве промывочной жидкости. Для избежания засорения турбо­бура необходима тщательная промывка перед остановкой насосов.

Очень часто бывают случаи, когда давление в нагнетательной линии не падает, а турбобур «не принимает» нагрузку. Причиной этого может быть заклинивание шарошек долота, большая сработ-ка опор долота или неисправность турбобура. Чтобы выяснить при­чину ненормальной работы турбобура, поднимают бурильную ко­лонну.

Турбины турбобура выходят из строя главным образом вслед­ствие механического износа наружных, внутренних и торцовых поверхностей. Предупреждение износа турбин является одним из важнейших условий обеспечения эффективности работы турбобура.

После каждого рейса при подъеме турбобура необходимо про­верять его осевой люфт. Для этого вал турбобура опирают на стол ротора, 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, которую после каждого долбления заносят в суточ­ный рапорт и передают по вахте. Допустимая величина осевого люфта неодинакова для турбобуров различных 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.

Так как нагружаемая горная порода забоя скважины практически всегда неоднородна и в каждый момент времени зубья долота находятся в контакте с забоем в разных сочетаниях, то все это приводит к неравномерному разрушению горной породы. При этом возникают колебания с более низкой частотой, но с большей амплитудой, чем при перекатывании шарошки с зуба на зуб. Изменение осевой нагрузки на долото, происходящее вследствие возникновения продольных колебаний, может составлять 25 ч 50 % и более от величины её среднего значения. Продольные (вертикальные) колебания долота с амплитудой, равной 55 мм, являются обычными. Эти колебания приводят к большим динамическим нагрузкам и являются причиной усталостных поломок элементов бурильной колонны. При прочих равных условиях динамичность будет тем меньше, чем больше число лопастей у долота. На возникновение продольных колебаний значительное влияние оказывает неоднородность прочностных свойств горных пород забоя, наличие трещинноватости в породах.

Турбобуры. Принцип их действия и типы турбобуров

При турбинном бурении долото приводится во вращение гидравлическим забойным двигателем - турбобуром, устанавливаемым между долотом и бурильной колонной. Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой присоединяется долото. Каждая ступень турбины состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура.

В настоящее время применяются одно-, двух-, трех-, четырехсекционные турбобуры с последовательным соединением секций и двух-, трех-, четырехсекционные реактивно-турбинные агрегаты с параллельным соединением секций.

Турбобур - это разновидность бурового оборудования, гидравлический забойный двигатель, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости (бурового раствора) преобразуется в механическую энергию вращения вала, соединенного с породоразрушающим инструментом (буровым долотом). Рабочим органом, в котором происходит преобразование энергии, служит многоступенчатая турбина осевого типа.

Принцип действия:

Так как турбобур устанавливают непосредственно над породоразрушающим инструментом, то источником энергии и крутящего момента является давление потока жидкости, движущейся под напором поверхностного насоса.

Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, то есть жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление. Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.

Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки ротора под заданным углом и осуществляют силовое воздействие на ротор, в результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй ступени, где вновь происходят формирование направления движения потока жидкости и подача её на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент.

В результате жидкость под действием энергии давления, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к породоразрушающему инструменту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу. В процессе работы турбины на статорах, закрепленных неподвижно в корпусе турбобура, создается реактивный момент, равный по значению, но противоположный по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается на бурильные трубы и осуществляет их закручивание на определенный угол, зависящий от жесткости и длины бурильной колонны.

• · Шпиндельные турбобуры (секционные унифицированные) оборудуются шарошечными, либо мощными алмазными долотами. В их состав входят четыре секции: три турбинных (в них размещается около ста турбинных ступеней), и одна шпиндельная.
• · Высокомоментные турбобуры оснащаются системой гидроторможения, их возможно использовать при алмазном бурении, но в основном они применяются для глубинного бурения шарошечными долотами. В многосекционных турбобурах турбинные сборки включают пять-шесть секций, они отличаются экономичностью бурового раствора при высокой производительности и более широком спектре режимов бурения.
• · Турбобур, обладающий независимой подвеской, в каждой турбинной секции, имеет шариковый подшипник, секционное соединение происходит за счет конической резьбы, характерна подвижность валов в осевом направлении. Осевой зазор, который образуют статор турбины и турбинный ротор, не подвержен влиянию износа упорного подшипника.
• · Турбобур, особенностью которого является плавающий статор, не уступает по техническим характеристикам турбобуру, подвеска секций которого независима. Особенность заключается в повышенной нагрузке на осевую опору шпинделя. Турбобур, оборудованный полым валом, применяется для работ в сложных условиях. Оснащаться может как шарошечными, так и алмазными долотами. Используют три секции, при необходимости их число увеличивают до шести. Корпус и полый вал разделяются пространством, которое содержит около ста турбинных ступеней.
• · Еще один вид турбобура - с редуктором-вставкой. В них эффективно используются долота шарошечного типа, отличительной особенностью является уменьшенный перепад давления.

Негосударственное образовательное учреждение

Среднего профессионального образования

«Нефтяной техникум»

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ

«Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

№ Варианта13

Ижевск

1) Принцип работы турбобура. Сущность турбинного бурения, преимущества, недостатки и область применения…………………………..3

2) Основные требования, предъявляемые к расположению бурового оборудования……………………………………………………………………5

3) Бурение горных пород. Классификация пород по бурению………….8

4) Одношарошечные долота: конструкция, вооружение, типоразмеры, преимущества, недостатки и область применения их……………………..12

5) Легко сплавные бурильные трубы и замки к ним. Конструкция, размеры, преимущества, недостатки и область применения………………..15

6) Задача №1………………………………………………………………..18

7) Задача №2………………………………………………………………..19

8) Задача №3………………………………………………………………..20

9) Задача №4………………………………………………………………..21

10) Задача №5………………………………………………………………..22

11) Задача №6………………………………………………………………..23

12) Задача №7………………………………………………………………..24

13) Задача №8………………………………………………………………..25

14) Задача №9………………………………………………………………..26

15) Задача №10………………………………………………………………27

16) Список литературы……………………………………………………...28

Принцип работы турбобура. Сущность турбинного бурения, преимущества, недостатки и область применения

Турбобур - это разновидность бурового оборудования, гидравлический забойный двигатель, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости (бурового раствора) преобразуется в механическую энергию вращения вала, соединенного с породо-разрушающим инструментом (буровым долотом). Рабочим органом, в котором происходит преобразование энергии, служит многоступенчатая турбина осевого типа.

Так как турбобур устанавливают непосредственно над породо-разрушающим инструментом, то источником энергии и крутящего момента является давление потока жидкости, движущейся под напором поверхностного насоса.

Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, то есть жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление. Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.

Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки ротора под заданным углом и осуществляют силовое воздействие на ротор, в результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй ступени, где вновь происходят формирование направления движения потока жидкости и подача её на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент.

В результате жидкость под действием энергии давления, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к породо-разрушающему инструменту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу. В процессе работы турбины на статорах, закрепленных неподвижно в корпусе турбобура, создается реактивный момент, равный по значению, но противоположный по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается на бурильные трубы и осуществляет их закручивание на определенный угол, зависящий от жесткости и длины бурильной колонны.

Сущность турбинного бурения состоит в использовании забойной машины, называемой турбобуром. Турбобур преобразует поступательное движение очистного агента, подаваемого буровым насосом по колонне бурильных труб, во вращательное движение турбины, передающей вращение на долото или коронку.

Турбинное бурение чаще всего сочетается с оборудованием и процессами роторного бурения, может использоваться и совмещаться с колонковым и бурением подвижным вращателем.

Турбобуры применяется при бурении скважин различного назначения (группы А, Б, В, Г), разрез которых состоит из твердых, абразивных пород 6 - 12 категорий по буримости в интервалах бурения от 100 до 2000 (3000) м, когда плотность и вязкость бурового раствора может быть не высокой. Турбобуры также часто используются при разбуривании цементных мостов.

Кроме того, турбинное бурение эффективнее роторного при искусственном искривлении скважин, из-за повышенной гибкости секций турбобура.

Недостатками турбобуров являются высокая чувствительность к вязкости бурового раствора и высокая частота вращения, которая приводит к повышенной разработке ствола скважины при бурении мягких пород, а также ускоренному износу ПРИ и, следовательно, к увеличению количества СПО.

30.10.2016 15:17

Иллюстрация:

Турбобур - вариант бурового устройства, состоящего из электрогидравлического движка, принцип действия работы которого, основан на превращении энергии движения буровой смеси в энергию движения вала. Назначение такого агрегата - разработка скважинных отверстий для добычи газовых и нефтяных месторождений.

Как все начиналось?

Задаток такого агрегата начал появляться в 20-х годах прошлого века. 1922 год - ознаменовался в СССР изобретением первого турбобура. В этом изобретении одноступенчатая турбина на высоких оборотах сообщает движение долоту посредством редукторного механизма, который наполнен масляным составом.

1938 год - использование безредукторного турбобурного устройства, полезной мощностью 100кВт уже с большим количеством ступеней. В этом экземпляре вал непосредственно сообщает движение долото.

Отличительной чертой такого бура является то, что такая установка является открытым типом, в ней вал крутится в подшипниках на основе резины и металла, которые охлаждаются за счет циркуляции промывочной жидкости. Момент вала считается суммированием моментов, которые дает каждая ступень.

Начало 50-х годов знаменательно тем, что разработчики стали искать пути решения проблемы по увеличению количества ступеней турбины. Это необходимо было сделать, чтобы снизить частоту вращательных движений долото. Тогда были разработаны первые агрегаты, состоящие из двух и трех секций. Они собирались уже непосредственно на территории проводимых работ. Секции приходилось свинчивать по резьбе в виде конуса, а валы присоединялись муфтами: сначала использовались конусные, а затем конусно-шлицевые муфты. Нижняя часть секции была оснащена стержневой опорой агрегата.

Через некоторое время разработчикам удалось переконструировать установку и как результат - эксплуатационные моменты агрегатов стали проще, и стержневая опора стала автономной деталью - секцией и преобразована в шпиндель. Такое новшество способствовало замене на месте самой истершейся части установки - опоры.

50-е годы - их окончание - были ознаменованы тем, что разработчикам пришлось думать над тем, как повысить эффективность бурения, поскольку резинометаллическое основание значительно понижало производительность турбобура, если использовались утяжеленные смеси, или в них попадало много шлака. Поэтому в итоге проектировщики подошли к проектированию опоры качения, которая должна была сгладить все погрешности.

На начало следующего десятилетия пришлось создание упорно - радиальной шаровой опоры. Она включала в себя подшипник качения с массой уровней.

Затем созданный агрегат продолжал свое развитие. Появилось новшество: шарошечные коронки с опорами, заполненными масляным раствором и полностью герметизированные. Эти коронки при 100% результате требовали частоту вращательного движения от 2,5 до 5 с. Такой факт сподвигнул разработчиков к дальнейшему проектированию новшеств для усовершенствований конструкций агрегатов бурения.

Появлялись все необычные витки развития конструкций:

• появилась система гидродинамики;
• многосекционные;
• появился клапан-регулятор смеси;
• смягчение вибраций;
• движение жидкости стало разделяться, и появился пустотелый вал;
• статор стал приходить в движение;
• появилась тормозная приставка, основанная на гидромеханике;
• разрабатывалась приставка редуктора;
• разрабатывались винтовые двигатели, основанные на гидравлике.

Типы турбобуров

• секционные стандартизованные шпиндельные агрегаты - складываются из четырех составляющих - секций: три из них турбинные, а четвертая шпиндельная. Во всех турбинных составляющих имеется: по 100 уровней, по 4 радиальной опоры и по 3 уровня предохранительной пяты.
• агрегаты с высоким моментом и с конструкцией гидроторможения - состоят из 3 секций и шпинделя. Вращательное движение ротора дает обратную силу турбине агрегата.
• агрегаты, состоящие из большого числа секций - вал агрегата оснащен турбинными составляющими - сборками. Здесь расположено не менее 3 секций;
• агрегат с независимой подвеской - все секции турбины снабжены упорным шарикоподшипником. Коническая резьба объединяет корпусы секций, а полумуфты в виде квадрата объединяют валы. Все секции вмещают от 80 до 90 уровней;
• агрегат с движущимся статором - опора шпинделя в оси несет усиленный вес. Все статоры такой конструкции беспрепятственно движутся вдоль оси;
• агрегат с пустотелым валом - у агрегата имеются шпиндель и секции турбин;
• агрегат с изымаемым редуктором - отличается тем, что эта составляющая всегда может быть подменена на месте.

Данный метод бурения предусматривает отправку на площадку отбитой горной массы агрегата с коронкой. Смесь подается в агрегат с константой по расходу. Также создается и изменяется вес на забой. Поскольку агрегат может развить реактивную мощность, которую определяет частота вращательных движений, при бурении нужно учитывать то, что скачки давления должны быть постоянны. Это можно выполнить с помощью регулировки забойного веса и корректирования и сохранения значения давления на отметке близкой к максимальной, в трубопроводе циркуляционной системы.

Устройство такого типа оборудовано:

• агрегатом с коронкой, установленном на колонне;
• инструментом передвижения в отверстии бурения;
• системой движения смеси;
• интерфейсом фиксирования давления смеси, связанным посредством информации с панелью пуска инструмента бурения.

Данный пульт, запрограммирован на определенную потребляемость смеси, и поддержании уровня давления близкой к максимальной.

Составляющие турбины агрегата - статор и ротор - имеют необычную конструкцию лопаток. Кромки лопаток выполнены со специальной угловой составляющей, а углы лопаток ротора и статора отличаются.

Бурение таким способом не совсем удобно, поскольку сопротивление породы к вращательному движению инструментов, уменьшает максимальный крутящий момент. Он определяется расчетным значением тормозного момента и у него отсутствует зависимость по глубине бурения, движению долота, стержневого веса на коронку и нет зависимости от того, какие породы приходится проходить, то есть, зависимости от их свойств нет.

Данный метод способствует увеличению прочности труб приблизительно в десять раз в параллели с роторным бурением. Это доказано практикой. В данном типе бурения большое значение играет передача мощности от энергоисточника к коронке: он получается больше в отличие от роторного бурения.

Минусовые факты

Минусами всех методов работы турбобуром является то, что максимум скорости, который выдает составляющая проходки, не обуславливает максимум скоростного движения долото за маршрут, отсюда можно сделать вывод о том, что агрегат не работает на уровне максимальных затрат, то есть его невозможно вывести на режим максимума по выдаваемому результату. И на это не способен ни один бурильщик, или автомат.

Минусами всех устройств, которые содержат пульты выдачи бурильного агрегата, является как раз несостоятельность аппаратуры контролирования значения максимального значения в работе агрегата.

Все турбины также имеют недостатки, которые выявляются в том, что поверхностное бурение не обусловлено максимумом мощности агрегата, процесс работы буром нельзя принять в оценке: максимально ли значение мощности на определенном промежутке или нет. Поддержание такого режима так же невозможно.

К тому же, у турбин момент относится так низко к частоте вращательного движения, что увеличение глубины долота за оборот имеет малое значение, а это снижает движение и саму проходку долота за маршрут. У турбин плохой запуск агрегата. Помимо этого, в разгоняемом режиме срабатываемые напоры завышены, что предупреждает аксиальную опору, когда агрегат доводится до забоя отверстия.

Характеристики турбобура

У агрегата должны иметься следующие характеристики:

• так как обособленный расход жидкости равен 0,07л/с на 1 см2 забойной площади, то агрегат должен иметь нужный момент кручения;
• агрегат должен безопасно работать на пониженной частоте вращательного движения (меньше 7с - шарошечные коронки и меньше 10с - алмазные коронки);
• коэффициент полезного действия должен быть максимальным или приближен к максимальному значению;
• должны быть обеспечены скачки давления не меньше 7МПа на коронке;
• больше 300 часов - таким должен быть задел на отказ;
• больше 2000 часов - такой должна быть жизнеспособность;
• характеристика энергии должна являться константой и не меньше, чем задел на отказ;
• энергетическая составляющая не должна обуславливаться показателями давления и температуры окружающей среды;
• микрореологические свойства смеси, должны поддаваться изменениям при долблении;
• допустимость корректировки свойств смеси путем добавления разнообразных примесей;
• допустимость выполнения очистки бурильного отверстия от устья до забоя, в отсутствие движения коронки;
• допустимость выполнения измерений - линии движения ствола, во всех местах без поднятия устройства выполнения работ;
• выходной вал при первой необходимости должен входить в стопор, и также свободно выходить из него;
• вибрация бурильных агрегатов должна гаситься;
• затраты проходки на 1 м должны быть экономичны, чем в альтернативных методах бурения.

Конструкция должна содержать все эти требования, поскольку они способствуют экономичности и целесообразности бурения. Однако на деле все это непросто.

Однако в наши времена на практике часто встречаются низкооборотные средства бурения, такие как роторные (редукторные низкооборотные турбобуры и винтовые забойные двигатели).

Преимущества перед другими методами проведения работ

Плюсы использования данного агрегата вместо винтовых забойных двигателей:

• КПД значительно выше по потреблению энергии;
• процесс выполнения работ возможен даже при высоких температурах на забое;
• получаемый ствол более прямой (отсутствие изгибов и перекосов);
• при снижении давления на забое, возможно, использовать аэрированные смеси;
• понижение в несколько раз вибрации, которая ускоряет износ инструментов бурения и понижает эффективность их работы;
• у винтовых забойных двигателей наблюдаются также продольные вибрации ротора относительно статора - это из-за угла откоса в блоке управления (регуляторе). Наблюдается потеря энергии при трении скольжения. Это приводит к большому нагреву резины на статоре и как результат - ее износ;
• вращение роторного узла выдает большую кинетическую энергию и как результат - момент кручения более - плавный;
• небольшой реактивный момент;
• более защищен от засорения;
• допустимость использования при врезании, в более проницаемые впитывающие пласты, крупно-разделенных смесей;
• период эксплуатации между ремонтными работами значительно больше и превышен в 2 - 4 раза;
• управление в процессе бурения улучшено, как при наклонном, так и при боковом;
• метр проходки стоит намного меньше - это происходит из-за продолжительной работы на забое и уменьшения СПО.

Сюжеты по теме

Бурение скважин является обязательным этапом работ во многих промышленных сферах. Скважины необходимы как для добычи полезных ископаемых, так и для обеспечения водой жилых домов. В зависимости от предназначения, скважина имеет свое определенное строение, которое начинается с устья. Насколько безопасно и эффективно будет осуществляться эксплуатация скважины, зависит от качества ее крепления. Целью крепления скважины является формирование надежных ее стенок, благодаря которым можно предотвратить нежелательные обвалы. Само скважинное крепление представляет собой систему, основными конструктивными элементами которой являются обсадные колонны и цементные кольца. Обсадная колонна формируется путем скручивания между собой определенного количества обсадных труб. Стоит сказать, что по всей своей протяженности скважина не во всех местах крепится одинаково. В каждом отдельном месте ее крепление происходит разными способами, с использованием разных колонн.

1. Турбобуры. Назначение, типы, конструктивные особенности.

В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением её тормозного момента) не зависит от глубины скважины, скорости вращения долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород.

Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб при этом способе бурения примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении. В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном.

Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции:

1. Достаточный крутящих момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см² площади забоя.

2. Устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с

3. Максимально возможный КПД.

4. обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа.

5. Наработку на отказ не менее 300 ч.

6. Долговечность не менее 2000 ч.

7. Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ.

8. Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.

9. Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.

10. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.

11. Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.

12. Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны.

13. Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения.

14. Гашение вибраций бурильного инструмента

15. Экономию проведённых затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

В одной конструкции все эти требования воплотить очень сложно. В то же время целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров одинакового диаметра.

В начале 50-х годов в связи с возрастанием глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух-трёх секций, собираемых непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров осевая опора была вынесена в отдельную секцию – шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура – его опоры.

Резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что снижало эффективность способа бурения, поэтому в конце 50-х годов были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения приблизительно 2,5 – 5 с

· с системой гидродинамического торможения;

· многосекционных;

· с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;

· с системой демпфирования вибраций;

· с разделенным потоком жидкости и полым валом;

· с плавающей системой статора;

· с тормозной приставкой гидромеханического типа;

· с редукторной приставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа – винтовые.

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры типа 3ТСШ! Предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами. Состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции. В шпинделе установлена непроточная резинометаллическая осевая опора, которая выполняет также функцию уплотнения вала турбобура.

В каждой турбинной секции размещено около 100 ступеней турбины, по четыре радиальные опоры 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.

Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения

Высокомоментные турбобуры типа АГТШ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но могут применяться и при алмазном бурении.

Состоят из трех секций и шпинделя. Две турбинные секции содержат многоступенчатую высокоциркулятивную турбину. В третьей устанавливаются ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ состоят из статора и ротора, лопатки венцов которых имеют безударное обтекание жидкостью на тормозном режиме. При вращении такого ротора возникает крутящий момент, противоположный моменту, развиваемому турбиной турбобура. Значение тормозящего момента пропорционально частоте вращения вала.

В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный шарикоподшипник серии 128 000. в качестве уплотнения вала используются круглые резиновые кольца ПРУ.

Многосекционные турбобуры

С целью снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяются многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Серийные турбобуры, собранные из пяти-шести турбинных секций, позволяют эффективно отрабатывать высокопроизводительные долота при пониженных расходах бурового раствора, а также предоставляют технологам значительно более широкие возможности для выбора оптимальных параметров режима бурения.

По своей конструктивной схеме многосекционный турбобур не отличается от серийного. Однако увеличение числа турбинных секций предъявляет более высокие требования к надежности работы шпинделя турбобура: он должен быть более надежным и более долговечным, чем шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД. Их долговечность составляет 2000-4000 ч.

Формирование энергетической характеристики многосекционного турбобура может осуществляться несколькими путями: использованием разных типов турбин, их сочетанием со ступенчатыми ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.

Турбобур с независимой подвеской

Увеличение числа секций турбобура позволяет сформировать оптимальную энергетическую характеристику для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами и алмазными породоразрушающими инструментами. Этот путь представляется наиболее простым и надежным, однако требует более квалифицированного подхода к сборке и регулировке турбинных секций. Для упрощения этих операций и взаимозаменяемости секций разработана конструкция турбобура с независимой подвеской.

Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упорный шарикоподшипник. Корпусы секций соединяются между собой с помощью конической резьбы, а валы – квадратными полумуфтами и могут свободно перемещаться в осевом направлении. В результате такой компоновки секций износ упорного подшипника шпинделя не влияет на осевой зазор между статором и ротором турбины. Последний определяется только износом подшипников, установленных в турбинных секциях. Поскольку осевая нагрузка на эти секции действует только с одной стороны и практически не имеет динамической составляющей, то этот износ легко прогнозируется. При сборке ротор турбины устанавливается в крайнее верхнее положение относительно статора, что позволяет увеличить время работы упорного подшипника секции. По данным промысловых испытаний диапазон наработки турбинной секции на отказ составляет 120-350 ч.

Упорный подшипник шпинделя работает в тяжелых условиях. Действующая на него реакция забоя скважины переменна по величине и частотам возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному износу этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может составлять около 16-20 мм, поэтому наработка на отказ может быть вполне соизмерима и даже выше, чем у шпинделя обычного типа, но только в тех случаях, когда износ опоры не сопровождается расколом отдельных ее элементов (обоймы, шара).

Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80-90 ступеней.

Турбобур с плавающим статором

Турбобуры с плавающим статором обладают теми же преимуществами, что и турбобуры с независимой подвеской секций, однако осевая опора шпинделя имеет повышенную гидравлическую нагрузку.

Их конструкции принципиально отличаются от известных. Каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения в осевом направлении и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз корпуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой и пяту для соответствующего статора, который не имеет приставочных дистанционных колец.