- •Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
- •ПРЕДИСЛОВИЕ
- •ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН
- •Назначение, цели и задачи бурения скважин
- •Способы и виды бурения. Технология строительства скважин
- •Виды бурения
- •ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
- •Физико-механические свойства горных пород
- •Состав и физические свойства пластовых флюидов и минерализация подземных вод
- •Физические и физико-химические свойства пластовых флюидов нефти
- •ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ
- •Классификация долот для сплошного бурения
- •ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ
- •Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры
- •Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения
- •Многосекционные турбобуры
- •Турбобур с независимой подвеской
- •Турбобур с полым валом
- •Турбобур с редуктором-вставкой
- •Турбины современных турбобуров
- •Принцип действия ВЗД
- •Кинематические отношения ВГМ
- •Двигатели универсального применения
- •Двигатели для наклонно направленного и горизонтального бурения
- •Двигатели для ремонта скважин
- •Турбовинтовые двигатели
- •Элементы конструкций двигателей и их компоновок
- •Характеристики ВЗД
- •Влияние различных факторов на характеристики ВЗД
- •Влиявде расхода жидкости
- •БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
- •Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2
- •Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные)
- •Учет работы, начисление износа и списание бурильных труб
- •Дефектоскопия бурильных труб
- •РАЗРУШЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД
- •Глава 7
- •ПРОМЫВКА СКВАЖИН И БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
- •Электролиты
- •Защитные высокомолекулярные вещества (коллоиды)
- •Поверхностно-активные вещества
- •Пеногасители
- •Утяжелители
- •Реагенты общего назначения
- •Вибросита
- •Гидроциклонные шламоотделители
- •Глава 8
- •ОСЛОЖНЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ УГЛУБЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ
- •Признаки проявлений
- •Противовыбросовое оборудование
- •Мероприятия по предупреждению ГНВП
- •Грифоны и межколонные проявления
- •ОСНОВЫ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ В БУРЕНИИ
- •Магнитное устройство для многократных измерений
- •Глава 11
- •ОПРОБОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ПЕРИОД ПРОХОДКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
- •Глава 13
- •КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН
- •Определение внутреннего давления
- •Определение сопротивляемости труб смятию
- •13.5. ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ ЗАБОЕВ СКВАЖИН
- •Оборудование. Технологическая оснастка обсадных колонн
- •Головки цементировочные
- •Разделительные пробки
- •Клапаны обратные
- •Башмаки колонные
- •Центраторы
- •Скребки
- •Турбулизаторы
- •Муфты ступенчатого цементирования
- •ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН
- •14.1. ПЕРВИЧНЫЕ СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
- •Цементирование хвостовика и нижних секций обсадных колонн
- •Манжетное цементирование
- •Двухступенчатое цементирование скважин
- •Обратное цементирование скважин (через затрубное пространство)
- •14.2. ПОВТОРНЫЕ (ИСПРАВИТЕЛЬНЫЕ) СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
- •14.3. МАТЕРИАЛЫ И ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
- •Активные минеральные добавки к вяжущим веществам
- •Шлакопесчаные цементы
- •Шлакопесчаные цементы совместного помола
- •Шлакопортландцементы
- •Номенклатура специальных тампонажных цементов
- •14.4. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА И КАМНЯ
- •Регулирование свойств цементного раствора и камня с помощью реагентов
- •14.5. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
- •Буферные жидкости
- •Центрирование обсадных колонн в скважине
- •Расхаживание обсадных колони при цементировании скважин
- •Цементирование секционных колонн и хвостовиков
- •Ступенчатый способ цементирования обсадных колонн
- •Манжетный способ цементирования скважин
- •Обратное цементирование колонн
- •Схемы размещения и обвязки оборудования при цементировании
- •14.6. ОСНОВЫ РАСЧЕТА ПЕРВИЧНОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
- •Воздействие на призабойную зону пласта многократными мгновенными депрессиями-репрессиями
- •Глава 16
- •БУРОВОЕ И ЦЕМЕНТИРОВОЧНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
- •Буровые лебедки
- •Буровые насосы
- •Ротор
- •Талевые механизмы
- •Буровые вышки
- •Буровые насосы
- •Талевые механизмы и вышки
- •Дизель-гидравлический агрегат САТ-450
- •Средства автоматизации и механизации спускоподъемных операций
- •Устройство и принцип работы установки
- •Установка смесительная механическая ICMP-20
- •Установка смесительная пневматическая УС5-30
- •Цементно-смесительная машина СМ-4М
- •Устройство и принцип работы отдельных узлов машины СМ-4М
- •Установки осреднительные
- •Цементировочный агрегат 5ЦА-320 (рис. 16.22)
- •Установка насосная УНБ1Р-400
- •Насосный агрегат 4АН-700
- •Список литературы
- •Оглавление
формироваться несколькими путями: использованием разных типов тур бин, их сочетанием со ступенями ГГ, а также регулированием расхода бу
рового раствора через турбину.
В табл. 4.3 приведена техническая характеристика современных мно госекционных турбобуров, собираемых из серийно выпускаемых машин типов АГТШ и ТСШ1.
Турбобур с независимой подвеской
Увеличение количества секций турбобура позволяет сформировать оп тимальную энергетическую характеристику для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами и алмазны ми породоразрушающими инструментами. Этот путь представляется^ наи более простым и надежным, однако требует более квалифицированного подхода к сборке и регулировке турбинных секций. Для того чтобы упро стить эти операции и сделать секции взаимозаменяемыми, разработали конструкцию турбобура с независимой подвеской.
Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упор ный шарикоподшипник. Корпусы секций соединяются между собой с по мощью конической резьбы, а валы — квадратными полумуфтами и могут свободно перемещаться в осевом направлении. В результате такой компо новки 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 подшипники действует только с одной стороны и практически не имеет динамическую составляющую, 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 испыта ний наработка турбинной секции на отказ укладывается в диапазон 120-350 ч.
В тяжелых условиях работает упорный подшипник шпинделя. Дейст вующая на него реакция забоя скважины переменна по величине и часто там возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному износу этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может со ставлять примерно 16—20 мм, поэтому наработка на отказ может быть вполне соизмерима и даже выше, чем у шпинделя обычного типа, но толь ко в тех случаях, когда износ опоры не сопровождается расколом отдель ных ее элементов (обойма, шары).
Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80—90 ступеней.
В табл. 4.4 приводится характеристика трехсекционного турбобура А7ГТШМ.
Т а б л и ц а 4.4 |
|
|
|
|
|
|
Число сту |
Число сту |
|
Расход жид |
Крутящий мо |
Частота вра |
Перепад давле |
пеней тур |
|
мент при Nm<lx, |
щения при |
ния при Nmax, |
||
бины |
пеней ГТ |
|
кости, л/с |
Нм |
Nmax» С |
МПа |
249 |
66 |
^ |
28 |
1800 |
5,2 |
7 |
П р и м е ч а н и е . Nmax — максимальная мощность турбобура. Плотность жидкости —
гг/\л'*
Турбобуры с плавающими статорами имеют те же преимущества, что и турбобуры с независимой подвеской секций. Однако в отличие от пер вых осевая опора шпинделя во вторых имеет повышенную гидравлическую нагрузку.
Конструкции турбобуров с плавающими статорами принципиально от личаются от известных.
Каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения в осе вом направлении и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз кор пуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой и пяту для соответствующего статора, которые не имеют проставочных дистанционных колец.
Такое исполнение ступени турбины, с одной стороны, позволяет до максимума увеличить средний диаметр турбины, а с другой — до миниму ма 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. Недостатком этой конструкции является свободный выход бурового раствора на внутреннюю поверхность корпуса турбинной секции.
Отсутствие взаимосвязи между осевыми люфтами турбины и осевой опорой шпинделя позволяет исключить из практики турбинного бурения торцовый износ лопаточных венцов турбин и повысить "межремонтный пе риод работы шпинделей.
Турбобур состоит из трех турбинных секций и шпинделя с двумя ва риантами осевой опоры: подшипник ШШО-172 (538920) и резинометалли ческая пята ПУ-172.
Турбобуры с диаметром корпуса 172 мм с плавающим статором про шли промышленные испытания в Главтюменнефтегазгеологии. Средняя наработка турбобура на отказ (по шпинделю) составила 210 ч. Межремонт ный период турбинных секций — более 500 ч.
В табл. 4.5 приведены технические характеристики турбобуров с пла вающим статором с диаметром корпуса 195 мм (ЗТСШ1М1-195) и 172 мм (ТПС-172).
Т а б л и ц а 4.5 |
|
|
|
|
|
Тип турбобура |
Число сту |
Расход |
Крутящий мо |
Частота вра |
Перепад давле |
пеней тур |
жидкости, |
мент при Nnlrtx. |
щения при |
ния, МПа |
|
|
бины |
л/с |
Нм |
•WnirtX С |
|
|
|
||||
ТПС-172 |
435 |
25 |
2100 |
7,5 |
6,57 |
ЗТСШ1М1-195 |
455 |
30 |
2875 |
6,85 |
5,97 |
П р и м е ч а н и е . Nmax — максимальная |
мощность турбобура. Плотность жидкости - |
||||
1000 кг/м ’ |
|
|
|
|
|
Турбобур с полым валом
Во ВНИИБТ разработаны турбобуры с полым валом (рис. 4.4), предна значенные для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами в сложных горно-геологических условиях. Турбобур состоит из турбинных секций и шпинделя. В зависимости от условий эксплуатации возможно ис пользование от трех до шести турбинных секций для обеспечения требуе мой характеристики турбобура.
Рис. 4.4. Турбобур с полым валом
Как видно из рис. 4.4, турбинные сек ции состоят из корпуса и полого вала, уста новленного внутри корпуса на четырех ре зинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и полым ва лом установлено около 100 ступеней турби ны. Концы полого вала оборудованы конус но-шлицевыми полумуфтами, внутри кото рых имеются уплотнительные элементы, предотвращающие утечку бурового раство ра из полости вала к турбине. При сборке турбинных секций соблюдаются заданные размеры «вылета» и «утопания» полумуфт для обеспечения необходимого положения роторов относительно статоров.
Шпиндель турбобура состоит из кор пуса и полого вала, установленного внутри корпуса на резинометаллических радиаль ных опорах и упорно-радиальном шарико вом подшипнике серии 128 000. При необ ходимости нижний конец корпуса шпинде ля может быть оборудован стабилизатором, при этом на нижний конец вала устанавли вается удлинитель, который центрируется внутри стабилизатора резинометаллической радиальной опорой.
При сборке турбинных секций преду смотрена возможность установки стабили заторов между турбинными секциями или
между турбинной секцией и шпинделем. Для этого на нижнем переводнике турбинной секции на резьбе закрепляется стабилизатор, а на нижнем кон це вала — удлинитель соответствующей длины, так, чтобы не изменять ра нее отрегулированные присоединительные размеры «утопания» и «выле
тов» полумуфт.
Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуще
ствлять следующие операции:
поддерживать в насадках долота перепад давлений в 6—9 МПа без до
полнительного нагружения буровых насосов; проводить замеры пространственного положения ствола скважины в
непосредственной близости от долота без подъема бурильной колонны на
дневную поверхность; на основании проведенных замеров корректировать осевую нагрузку
на долото для управления процессом набора, сброса или стабилизации угла
искривления ствола скважины; прокачивать через полость валов, минуя турбину, разного рода напол
нители; спускать в аварийных случаях в полость вала приборы для определе
ния места прихвата ПО-50 по ТУ 39-020-75 и торпеды, например, ТШ-35,
Шифр тур |
Число сту |
Расход жид |
Крутящий |
Частота |
Перепад |
Диаметр долота, |
вращения |
||||||
бобура |
пеней тур |
кости через |
момент при |
При Nmax, |
давления, |
мм |
|
бины |
турбину, л/с |
Nmax, Н-М |
С |
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
ТПВ 240 |
552 |
30 |
2800 |
5,7 |
6,7 |
311; 295,3; 269,9 |
А7ПВ |
588 |
22 |
1600 |
4,9 |
4,9 |
215,9; 212,2 |
ТПВ 178 |
552 |
17 |
1200 |
7,6 |
10 |
215,9; 212,2 |
П р и м е ч а н и е . Nmax — максимальная мощность турбобура. Плотность жидкости — 1000 кг/м .
ТШ-43, ТШ-50 по ТУ 25-04-2726-75, ТУ-25-04-2702 - 75 или ТДШ-25-1, ТДШ-50-2 по ТУ 39/5-137-73 и ТУ 39/5-138-73;
продавливать буровой раствор и выравнивать его свойства через по лый вал с последующим сбросом гидромониторного узла; такая операция позволяет во много раз сократить время для проведения указанных работ.
В табл. 4.6 приведены технические характеристики турбобуров с по лым валом.
Турбобур с редуктором-вставкой
Турбобуры с редуктором-вставкой типа РМ предназначены для эф фективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опо рами при технологически необходимом расходе бурового раствора и уменьшен ном по сравнению с другими гидрав лическими двигателями перепаде дав
лений.
Маслонаполненный редуктор-вставка (рис. 4.5) применяется в сочетании с тур бинными секциями и шпинделем серийно выпускаемых турбобуров.
Редуктор-вставка устанавливается между шпинделем и турбинными секция ми, имеет планетарную передачу и систе му маслозащиты передачи и опор.
Планетарная передача двухрядная, зубчатая, с косозубым зацеплением Нови кова. Система маслозащиты имеет уплот нения торцового типа.
Выходной вал с помощью шлицевой муфты соединен с валом шпинделя, а входной вал с помощью полумуфты — с турбинными секциями.
Редуктор-вставка является автоном ным узлом, который может быть заменен непосредственно на буровой. Энергетиче-
Рис. 4.5. Герметизированный маслонаполненный шпиндель