8.3. Турбинный способ бурения
(Слайд 2G8_4)
Турбобур— 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 и называемой ротором, и неподвижной, закрепленной в корпусе турбобура и называемой статором.
Во время бурения турбобуром частота вращения долота непрерывно меняется в зависимости от нагрузки на забой и крепости проходимых пород.
Зависимость между крутящим моментом, приложенным к долоту, и скоростью вращения вала турбобура обратно пропорциональна: чем больше нагрузка на долото, тем меньше скорость вращения вала, и наоборот, уменьшение нагрузки ведет к увеличению скорости вращения.
Различные условия, в которых работают турбобуры, привели к необходимости создания нескольких конструктивных разновидностей турбобуров.
Номенклатура и основные параметры серийно выпускаемых турбобуров регламентированы требованиями ГОСТ 26673—85 «Турбобуры. Основные параметры и размеры».
Номенклатура, основные параметры, комплектность и технологические требования винтовых забойных двигателей регламентированы ТУ 366425-00147074-001-98 «Двигатели винтовые забойные» и СТП ВНИИБТ 1018-99 «Двигатели винтовые забойные».
В настоящее время отечественными машиностроительными заводами выпускаются гидравлические забойные двигатели четырех видов:
- турбинные забойные двигатели (турбобуры) различного конструктивного исполнения типов Т и А;
- редукторные турбинные забойные двигатели типа ТР (турбобуры редукторные);
- винтовые забойные двигатели типа Д;
- турбинно-винтовые забойные двигатели типа ТВД.
Действие турбины
/ — статор;
2 — лопатки ротора;
3 — лопатки статора;
4 — обод статора;
5 — обод ротора;
6 — кольцо ротора;
Р, — сила, действующая на лопатку статора;
Рг —сила, действующая на лопатку ротора.
Глава 9. Основные правила спуска обсадной колонны в скважину
(Слайд 2G9_1)
Успешный спуск обсадной колонны в скважину определяется правильной подготовкой обсадных труб, нижней и верхней частей обсадной колонны, буровой вышки, бурового оборудования, инструмента и ствола скважины.
9.1. Подготовка обсадных труб
(Слайд 2G9_2)
Обсадные трубы, предназначенные для спуска в скважину, за 2...4 дня до спуска доставляются на буровую. Погрузку и разгрузку обсадных труб при перевозке с базы технического снабжения на трубную базу и на скважину - производить только по специальным накатам или автокраном. Разгрузка обсадных труб путем сбрасывания категорически запрещается. Доставленные на буровую обсадные трубы осматривают для отбраковки не годных.
При осмотре труб необходимо обращать внимание на кривизну, наличие плен, расслоение металла, деформацию муфт и нарезанных концов. Трубы проверяют на овальность и шаблонируют, затем трубы укладывают на приемном мосту в штабель в порядке последовательности спуска их в скважину. При этом каждую трубу нумеруют, замеряют стальной рулеткой (длину каждой трубы следует определять от свободного торца муфт или от торца муфтовой части трубы до того места на конце трубы с наружной резьбой, которое соответствует положению торца муфты при закреплении соединения), а результаты замера записывают по форме.