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

Значения при увеличении растут почти линейно, - несколько уменьшается, а возрастает по зависимости, близкой к квадратичной. При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.

Изгибающие нгрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения. действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.

Аварии при роторном бурении происходят,в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят,в основном, из-за прихватов,неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб. Электробур - забойная буровая машина с погружным электродвигателем, предназначенная для бурения глубоких скважин, преимущественно на нефть и газ. Идея электробура для ударного бурения принадлежит русскому инженеру В.И.Дедову (1899). В 1938-40 в СССР А.П.Островским и Н.В.Александровым создан и применен первый в мире электробур для вращательного бурения, спускаемый в скважину на бурильных трубах.

Конструкция винтового (объемного) забойного двигателя (ВЗД). Рассмотрим устройство винтового забойного двигателя Д1-195. Двигатель предназначен для бурения нефтяных и газовых скважин долотами диаметром 215,9...244,5 мм при температуре на забое не выше 120 "С.

Винтовой забойный двигатель Д1-195 относится к машинам объемного (гидростатического) действия. По сравнению с други­ми типами забойных гидравлических двигателей винтовой двига­тель имеет ряд преимуществ:

низкая частота вращения при высоком крутящем моменте на валу двигателя позволяет получить увеличение проходки за рейс долота (в сравнении с турбинным бурением);

существует возможность контроля за работой двигателя по из­менению давления на стояке насосов;

перепад давления на двигателе создает возможность примене­ния высокопроизводительных гидромониторных долот.

По принципу действия ВЗД представляет собой планетарно-роторную гидравлическую машину объемного типа с внутренним косозубым зацеплением (рис. 7.10).

Двигатель содержит ротор и статор. Стальной статор внутри имеет привулканизированную резиновую обкладку с винтовыми зубья­ми левого направления. На стальном роторе нарезаны наружные винтовые зубья также левого направления. Число зубьев ротора на единицу меньше числа зубьев статора, в результате чего для осу­

щестпления зацепления ось ротора смещена относительно оси статора на величину эксцентриситета, равную половине высоты зуба. Шаги винтовых линий ротора и статора прямо пропор­циональны числу зубьев. Специальный профиль зубьев ротора и статора обес­печивает их непрерывный контакт между собой, образуя на длине шага статора единичные рабочие камеры.

Буровой раствор, поступающий в двигатель от насосов буровой уста­новки, может пройти к долоту только в том случае, если ротор поворачива­ется относительно статора, обкатыва­ясь под действием неуравновешенных гидравлических сил. Ротор, совершая планетарное движение, по­ворачивается по часовой стрелке (абсолютное движение), в то время как геометрическая ось ротора перемещается относительно оси статора против часовой стрелки (переносное движение). За счет разности в числах зубьев ротора и статора переносное движение редуцируется в абсолютное с передаточным числом, равным чис­лу зубьев ротора, что обеспечивает пониженную частоту враще­ния и высокий крутящий момент на выходе.

Винтовой (объемный) забойный двигатель Д1-195 (рис. 7.11) содержит следующие основные узлы: секцию двигателя 2, секцию шпиндельную 4, переливной клапан / и карданный вал 3. Через пе­реливной клапан осуществляется слив бурового раствора из буриль­ных труб при подъеме колонны с эксцентрично (планетарно) вра­щающегося ротора на вал шпиндельной секции. Шпиндельная сек­ция служит для передачи осевого усилия с бурильных труб на долото.

В настоящее время промышленностью выпускаются следующие винтовые забойные двигатели: Д1-88; Д1-127; ДЗ-172; Д4-172; Д1-195; Д2-195; ДЗ-195 (табл. 7.3). Конструкция этих двигателей усо­вершенствована за счет применения облегченного пустотелого ро­тора, в полости которого размещается торсион. Уменьшение мас­сы ротора и замена карданного вала торсионом позволили повы­сить КПД и надежность двигателя.

. Винтовые двигатели следует доставлять на буровую в собран­ном виде, с ввинченными предохранительными пробками, что предотвращает попадание посторонних предметов в рабочие орга­ны и повреждения резьб. Не допускается перетаскивание двигате­лей волоком и сбрасывание их при разгрузке.

Доставленный на буровую двигатель перед пуском в работу под­вергают наружному осмотру. Особое внимание следует обращать на отсутствие трещин и вмятин на статоре и корпусе шпинделя,

состояние присоединительных резьб к бурильным трубам и доло­ту (забоины, промывы и задиры резьб), а также на плотность свинчивания промежуточных резьб, соединяющих корпусные детали двигателя. Двигатели с дефектами корпусных деталей и резьб к работе не допускаются; в случае неполного свинчивания резьбо­вые соединения докрепляют машинными ключами. Во избежание отвинчивания статора от шпинделя рекомендуется на буровой до-креплять нижнюю резьбу статора в соединении с соединительным переводником. Перед спуском в скважину каждый двигатель следу­ет опробовать над устьем в целях проверки легкости запуска и гер­метичности резьбовых соединений. Двигатель должен запускаться плавно, при давлении на выкиде буровых насосов не более 2,5 МПа. На холостом ходу вращение вала двигателя должно происходить без рывков и заеданий, а остановка при выключении насосов не должна быть резкой.

Одновременно с запуском двигателя проверяют работоспособ­ность переливного клапана. При подаче промывочной жидкости в двигатель клапан должен плотно закрываться без утечек жидко­сти в боковые отверстия корпуса клапана; при выключении цир­куляции клапан должен открыться. Клапан следует опробовать, опустив его ниже уровня ротора, в противном случае перед закры­тием клапана и после его открытия возможно разбрызгивание про­мывочной жидкости на площадке буровой

В зимнее время запуску двигателя должен предшествовать его отогрев паром или горячей водой в течение 30...40 мин. Винтовые двигатели могут работать на промывочных жидкостях различной плотности и вязкости: на воде (пресной, морской и пластовой), глинистых растворах плотностью до 2,2 г/см³, аэрированных жид­костях. Однако длительная и безотказная работа двигателя зависит прежде всего от качества очистки промывочной жидкости, содер­жание песка в которой не должно превышать 0,5... 1 %. Повышен­ное содержание песка в промывочной жидкости приводит к ин­тенсивному износу рабочих органов.

Особенности бурения винтовыми забойными двигателями. При спуске двигателя в скважину за 10... 15 м от забоя следует вклю­чить буровой насос и промыть призабойную зону скважины при работающем двигателе. Незапуск двигателя фиксируется по рез­кому подъему давления на выкиде насосов. В этом случае следует запускать двигатель с вращением бурильной колонны ротором при одновременном прокачивании жидкости. Запуск двигателя ударами о забой не допускается. Во избежание левого вращения инструмента под действием реактивного момента двигателя ве­дущую трубу фиксируют от проворачивания в роторе с помощью клиньев.

По своим энергетическим характеристикам винтовые двигате­ли позволяют создавать на долоте высокие осевые нагрузки (дви­гатель типа Д-195 — до 250... 300 кН, двигатель Д-88 — до 30 кН), однако приработку нового долота в течение 10... 15 мин необходи­мо проводить при пониженных осевых нагрузках.

При выборе типа долота предпочтение следует отдавать низ­кооборотным долотам с малонаполненной опорой, а также гид­ромониторным долотам, так как сниженный по сравнению с турбобурами перепад давления в винтовом двигателе создает резерв мощности на выкиде насосов. Тип вооружения долота выбирают в соответствии с твердостью и абразивностью прохо­димых пород.

При выборе рациональных параметров режима бурения винто­вым забойным двигателем необходимо учитывать особенности его характеристик: пропорциональность частоты вращения расходу бурового раствора; сравнительно «жесткую» скоростную характе­ристику под нагрузкой (в зоне устойчивой работы двигателя от режима холостого хода до режима максимальной мощности часто­та вращения уменьшается на 15... 20%); линейную зависимость пе­репада давления на двигателе от момента на долоте.

При бурении винтовым забойным двигателем буровой инстру­мент необходимо подавать плавно, без рывков. Периодически ин­струмент следует проворачивать. Расход промывочной жидкости при этом выбирают исходя из условий необходимой очистки забоя. По мере износа рабочей пары двигателя для сохранения его рабо­чей характеристики целесообразно увеличить расход промывоч­ной жидкости на 20...25 % от начальной величины.

Для предотвращения зашламления двигателя перед наращива­нием инструмента или подъемом его для замены долота необходи­мо промыть скважину в призабойной зоне, затем приподнять ин­струмент над забоем на 10... 12 м и только после этого остановить насосы и открыть пусковую задвижку.

В процессе эксплуатации винтовых двигателей необходимо пе­риодически проверять их пригодность к работе. Двигатель отправ­ляют на ремонт: при значительном снижении его приемистости к осевым нагрузкам; увеличении сверх допустимого осевого люфта шпинделя; затрудненном запуске или незапуске над устьем сква­жины или зашламовании двигателя.

Электробур состоит из маслонаполненного электродвигателя и шпинделя. Мощность трёхфазного электродвигателя зависит от диаметра электробура и составляет 75-240 квт. Для увеличения вращающего момента электробура применяют редукторные вставки, монтируемые между двигателем и шпинделем и снижающие частоту вращения до 350, 220, 150, 70 об/мин. Частота вращения безредукторного электробура 455-685 об/мин. Длина электробура 12-16 м, наружный диаметр 164-290 мм.

При бурении электробур, присоединённый к низу бурильной колонны, передаёт вращение буровому долоту. Электроэнергия подводится к электробуру по кабелю, смонтированному отрезками в бурильных трубах. При свинчивании труб отрезки кабеля сращиваются специальными контактными соединениями. К кабелю электроэнергия подводится через токоприёмник, скользящие контакты которого позволяют проворачивать колонну бурильных труб. Для непрерывного контроля пространственного положения ствола скважины и технологических параметров бурения при проходке наклонно направленных и разветвлённо-горизонтальных скважин используется специальная погружная аппаратура (в т. ч. телеметрическая). При бурении электробурная очистка забоя осуществляется буровым раствором, воздухом или газом.

2. 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 действующи­ми нормативными документами. При выборе режима бурения до­лотами серий ГНУ и ГАУ следует учитывать следующее: верхнему уровню величин осевых нагрузок на долота соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот; в пластичных, вязких глини­стых, а также слабо сцементированных малоабразивных песчано-глинистых и песчаных породах целесообразно бурить при близких к максимальным частотам вращения 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.

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 массы (веса).

Нагрузку на долото следует корректировать с учетом разницы в показаниях индикатора массы (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 вели­чины, 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 переходить 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 спорами и твер­досплавным вооружением неравномерное вращение и подача доло­та, резкое торможение и внезапные остановки, толчки и удары, повышенный уровень вибрации приводят к разрушению (поломкам, сколам и т. п.) твердосплавных зубцов и преждевременному выходу из строя герметизирующих элементов и опор в целом. При появле­нии в ходе долбления вибраций для 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 моментоемкос-ти долота или недостаточном маховом моменте УБТ для данного сочетания типа долота и разбуриваемых пород. Следовательно, на очередное долбление 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 отметить некоторые особенности режима бурения с очисткой забоя воздухом или газом, одной из которых является 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 выкидной линии. Выбрасываемый на поверхность шлам должен состоять из осколков породы различ­ных размеров (при бурении твердых и крепких пород шарошечны­ми долотами) или скатанных кусочков легких пород, или нахо­диться в естественном состоянии при бурении сыпучих пород и вы­ходить обильным потоком из выкида.

Количество шламовой пыли должно быть минимальным, так как обильное выделение ее 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. Общие сведения. Электробур — это буровая забойная маши­на, приводимая в действие электрической энергией и сооб­щающая вращательное движение породоразрушающему инстру­менту (рис. 7.12).

Электробур с долотом опускается в скважину на бурильных тру­бах. Колонна бурильных труб служит для поддержания электробу­ра, восприятия реактивного момента, подачи к забою бурового раствора и размещения в нем токоподвода. Вал электробура по­лый, через него буровой раствор попадает к долоту.

Конструкция электробура. Электробур состоит из маслонапол-ненного асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором и шпинделя (рис. 7.14).

Вращающий момент двигателя передается на вал шпинделя через зубчатую муфту 24. Стык валов уплотняется шарнирной втулкой 23 с резиновыми кольцами. Через центральное отверстие в валах дви­гателя и шпинделя пропускается буровой раствор.

Для снижения частоты вращения долота и повышения враща­ющегося момента, подводимого к долоту, применяют редукторы-вставки, устанавливаемые между двигателем и шпинделем.

Технические характеристики основных электробуров приведены в табл. 7.4, а электробуров с редукторами-вставками — в табл. 7.5.

Правила эксплуатации электробуров. Каждый электробур, по­ступающий на буровую установку, снабжается рейсовым паспор­том. Паспорт является приемосдаточным документом как для бу­ровой установки, так и для прокатно-ремонтной базы.

Перед навинчиванием долота на вал электробура проверяется осевой люфт вала шпинделя. Перед каж­дым спуском в скважину электробур осматривают внешне, проверяют затяжку клапанов, пробок и положение поршня компенсатора в шпинделе по рас­стоянию между витками пружины, наличие и дав­ление масла в компенсаторах двигателя и шпинделя.

Контактный стержень очищают, тщательно про­мывают касторовым маслом, затем проверяют со­противление изоляции обмотки двигателя относи­тельно корпуса. После проверки изоляции на элек­тробур навинчивают устройство контроля изоляции, а затем центратор и УБТ.

Для нормальной эксплуатации электробуров и токоподвода буровая бригада должна быть обес­печена: двухнедельным запасом чистого сухого ка­сторового масла; приспособлением для очистки, промывки, смазки этим маслом контактных соеди­нений; комплектом инструмента для обслужива­ния клапанов и пробок; приспособлением для из-

Рис.7.13.

Бурильная труба с двухпроводной кабельной секцией:

/ — двухконтактный стержень; 2 — опора стержня; 3 — ниппель замка; 4 — бурильная труба; 5 — двужильный шланговый ка­бель; 6 — муфта замка; 7 — сухарь; 8 — опора муфты; 9 — двух­контактная муфта

II — резиновая диафрагма компенсатора двигателя; 12 — переводник под элеватор;
13 — контактный стержень кабельного ввода; 14 — корпус шпинделя; 15 — ниж-
ний соединительный корпус статора; 16, 25 — пробка; 17 — нижний сальник
двигателя; 18 — нижний подшипник двигателя; 19 — нижняя лобовая часть об-
мотки статора; 20 — секция ротора двигателя; 21 — промежуточный подшипник
двигателя; 22 — промежуточный пакет статора из немагнитного материала;
23— шарнирная втулка; 24— зубчатая муфта; 26— верхний радиальный подшип-
ник; 27 — упорный подшипник; 28 — наружная обойма распределителя осевой
нагрузки; 29 — внутренняя обойма распределителя осевой нагрузки; 30 — пор-
шень компенсатора шпинделя; 31 — пружина компенсатора; 32 — нижний ради-
альный подшипник; 33 — клапан; 34 — сальник шпинделя; 35 — вал шпинделя;

36 — переводник на долото

мерения количества масла в электробуре; маслозаправщиком для закачки масла в шпиндель с двухнедельным запасом машинно­го масла (авиамасла); запасными токоприемниками и кабель­ными секциями ведущей трубы; УБТ; центратором; устройством контроля изоляции; маслозаправщиком для закачки трансфор­маторного масла в двигатель электробура; болтами и пружин­ными шайбами для крепления токоподвода; калибрами для про­верки контактных соединений.

Бурильные трубы с кабельными секциями, доставляемые на буровую установку, подвергаются (на буровой) профилактичес­кому осмотру, проверке креплений кабельных секций в буриль­ных трубах и проверке сопротивления изоляции.

Трубы с дефектами к бурению не допускаются.

При спуске и подъеме необходимо тщательно промывать водой контактные соединения секций кабеля и смазывать их горячим касторовым маслом.

Особенности бурения электробурами. Основные особенности бу­рения электробуром следующие:

двигатель электробура получает питание непосредственно от бурового трансформатора по кабелю, проложенному внутри ко­лонны бурильных труб. Электроэнергия подается с малыми поте­рями вследствие применения высокого напряжения;

мощность электробура практически не зависит от количества и свойств бурового раствора и глубины погружения электробура;

частота вращения вала электробура не зависит от количества и свойств бурового раствора и незначительно зависит от нагрузки;

количество прокачиваемого бурового раствора при электробу­рении определяется условиями нормальной очистки забоя незави­симо от мощности, развиваемой электробуром;

электробур — герметичная маслонаполненная машина, рабо­чие органы которой не подвержены действию абразивных частиц, содержащихся в промывочной жидкости. Поэтому характерис­тики электробура неизменны в течение всего срока его службы;

изменение момента сопротивления на долоте при бурении мгновенно отражается на изменении величины тока и мощности. Это дает возможность наблюдать по ваттметру за нагрузкой на до­лото, определять характер его работы, устанавливать степень из­носа и предупреждать аварии с долотом;

изменения тока и мощности, отражающие нагрузку на долото, дают возможность автоматизировать процесс бурения при макси­мальном использовании мощности, развиваемой электробуром;

отсутствие вращения бурильной колонны и особенности кон­струкции электробура позволяют при помощи специальной по­гружной аппаратуры в процессе бурения наклонных скважин осу­ществлять контроль за углом наклона и азимутом, а также уста­навливать отклонитель в нужном направлении и корректировать его положение в процессе бурения.

Многолетний опыт эксплуатации электробуров позволил оп­ределить наиболее целесообразные области их применения для бурения:

глубоких скважин с применением утяжеленных буровых ра­створов;

наклонно-направленных скважин; разветвленно-горизонтальных скважин; скважин с применением газообразных агентов; опорно-технологических скважин.

Основные правила техники безопасности при бурении электробуром.

Можно выделить следующие правила.

1.Все токоведущие части должны быть надежно изолированы или ограждены. Металлические детали, которые могут оказаться под напряжением при нарушении изоляции токоведущих частей, заземлены. Надежность изоляции и заземления должна регулярно проверяться.

2.Наружный кабель, подводящий электрическую энергию к токоприемнику, должен прикрепляться к буровому шлангу.

3.Буровую вышку необходимо оборудовать устройством види­мого разрыва (сигнальным устройством, показывающим разорва­на наземная питающая цепь электробура или нет).

4.В питающей цепи электробура должна быть и поддерживаться в исправном состоянии защитная аппаратура, срабатывающая при увеличении тока больше допустимого значения.

5.Перед обслуживанием токоведущих частей (токоподъемни-ка, кабеля и т.д.) необходимо обязательно убедиться в отсут­ствии напряжения на них. Кроме того, необходимо соблюдать все правила техники безопасности, относящиеся к бурению скважин на нефть, газ.

3. 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 / 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

Сила, действующая на лопатку статора

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:

Hl ₌ Ql

«2 ft'

где «|, «₂ — скорости вращения; Q_u Q₂ — 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 ко­личества прокачиваемой жидкости:

El

Pi

{Ql ft

где P_x, P₂ — 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, про­порционален квадрату количества прокачиваемой жидкости:

Ml м₇

Га

где М_и М_ъ — вращающие моменты турбины.

4. Мощность турбины пропорциональна кубу количества прока­чиваемой жидкости:

N₂

ft

где N], N₂ — 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:

(7-1)

где Р_т — перепад давления в турбобуре; Р_а — давление на выкиде буровых насосов.

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 OA 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 точкой 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 М, 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 Q = const) зависи­мости N, Р, v, М от числа оборотов вала я 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.

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 15 роторной гайкой J. 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-

ния шламования, обеспечивается установкой в верхней и нижней части вала втулок 10 z уплотнительными кольцами 17, что значи­тельно облегчает разборку турбобура при его ремонте.

Диски статора 11, средние опоры 14, регулировочное кольцо 9, определяющие положение ротора относительно статора в собран­ном турбобуре, и подпятни­ки ^закрепляются ниппелем 21 с использованием регулиро­вочных колец 4 и 16. Корпус крепится к колонне буриль­ных труб через переводник 1. На валу турбобура имеется пе­реводник 22, 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). Агрегат (рис. 7.7) состоит из следующих деталей: перевод­ника 1 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 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 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 передние 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 секций. Валы секции турбодолот полые, имеют в срав­нении с валами турбобуров больший наружный диаметр и соеди­няются между собой полыми конусно-шлйцевыми 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 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, 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 11с 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 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

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; А7ГГШ; 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 вы­сокоабразивных 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 ступевей турбин в 1,4 раза боль­ше, чем у серийных турбобуров. 1

Отсутствие взаимосвязи между осерыми 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 резинометаллическая пята.

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

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 /, 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 // 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 рабо­ты по созданию редукторов-вставок с принципиально новыми редуцирующими узлами — синусошариковыми.

Поиск по сайту: