Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

n = 200 −150 L .

Lê

Плотность промывочной жидкости, учитываемая при расчете мощности, которая расходуется на холостое вращение бурильной колонны, рас- считывают по формуле, полученной Уралмашзаводом на основе статисти- ческих данных:

ρ = 0,21 g L + 1,25.

На основе указанных зависимостей определяют мощности, необходимые для бурения скважины под направление, кондуктор, промежуточные и эксплуатационную колонны. По наибольшему полученному значению выбирают расчетную мощность ротора.

Максимальный вращающий момент (в кН м) определяют по мощности и минимальной частоте вращения стола ротора:

Mmax = Nη/nmin,

ãäå N – мощность ротора, кВт; η – КПД ротора; nmin – минимальная частота вращения, мин–1.

Максимальный вращающий момент ограничивается прочностью бурильной колонны и деталей, передающих вращение столу ротора.

Базовое расстояние, измеряемое от оси ротора до первого ряда зубьев цепной звездочки на быстроходном валу ротора. используют при проектировании цепной передачи, передающей вращение от лебедки ротору.

В табл. 20.4 приведена техническая характеристика роторов, используемых при бурении скважин.

20.2. ТУРБОБУРЫ

В турбинном бурении коэфициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном.

Идея использвания гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX столетия: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был взят в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко

707

(г. Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.

В начале 1900-х годов Вольский разработал и использовал на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500–600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Капелюшников (совместно с С.М. Волохом и Н.А. Корневым) разработал турбинный аппарат для бурения скважин, названный турбобуром Капелюшникова. Он развивал мощность до 12 л.с. и представлял собой гидравличе- ский двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом. Позднее, благодаря работам ВНИИБТ, турбинное бурение получило общее признание.

Турбобур – машина быстроходная, поэтому большое значение имеют работы, направленные на создание низкооборотных турбобуров, способных эффективно отрабатывать шарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорами типов ГНУ и ГАУ.

В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа «Stratopax».

Современный турбобур должен обеспечивать:

достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на см2 площади забоя;

устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с–1 для шарошеч- ных и 7–10 с–1 для алмазных долот;

максимально возможный КПД; срабатывание перепада давления на долоте не менее 7 МПа; наработку на отказ не менее 300 ч; долговечность не менее 2000 ч;

постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ;

независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды;

возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления;

возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок;

возможность промывки ствола скважины без вращения долота; возможность определения траектории ствола скважины в любой точке

вплоть до долота без подъема бурильной колонны; стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и ос-

вобождение от стопорения; гашение вибрации бурильного инструмента;

экономию приведенных затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

Понятно, что в одной конструкции все или большую часть этих требований воплотить очень сложно. В то же время в одном диаметральном габарите целесообразно иметь возможно меньшее число типов турбобуров.

В начале 1950-х годов в связи с увеличением глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот

708

вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двухтрех секций, собираемых в одну машину 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, в целях упрощения эксплуатации турбобуров, осевая опора была вынесена в отдельную секцию – шпиндель. Это усовершенствование позволило заменять на буровой наиболее быстроизнашиваемый узел турбобура – его опору.

Секционные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметром корпуса 172, 195 и 240 мм.

В конце 1950-х годов во ВНИИБТ были начаты исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при небольшом перепаде давления на долоте, в слу- чае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что в свою очередь снижало эффективность турбинного способа бурения.

В начале 1960-х годов Р.А. Иоаннесяном, Д.Г. Малышевым и Ю.Р. Иоанесяном была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двустороннего действия.

Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметром корпуса 164, 195 и 240 мм.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения порядка 2,5–5 с–1. Это привело к созданию ряда новых направлений в конструировании турбобуров:

ñсистемой гидродинамического торможения; многосекционных;

ñвысокоциркулятивной турбиной и клапаном – регулятором расхода бурового раствора;

ñсистемой демпфирования вибрации;

ñразделенным потоком жидкости и полым валом;

ñплавающей системой статора;

ñтормозной приставкой гидромеханического типа;

ñредукторной вставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа – винтовые.

В настоящее время среди конструкторов турбобуров еще нет единого мнения о наиболее эффективном и перспективном направлении развития техники турбинного способа бурения. В целях объективной оценки новых конструкций и выбора лучшей из них для широкого внедрения в серийное производство проводятся сравнительные испытания макетных образцов новых забойных двигателей.

709

КОНСТРУКЦИИ ТУРБОБУРОВ

Турбобур представляет собой забойный гидравлический двигатель, снабженный осевой опорой, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости преобразуется в механическую работу вала, к которому прикрепляют породоразрушающий инструмент. Турбобур опускают в скважину на бурильной колонне, которая по мере углубления скважины наращивается с поверхности новыми бурильными трубами. В каче- стве гидравлического двигателя в турбобуре применяют многоступенчатую осевую турбину.

Гидравлические двигатели, в которых используется кинетическая или скоростная энергия потока жидкости, называют турбинами. В турбинах работа совершается главным образом в результате изменения количества движения жидкости.

В турбобурах применяют многоступенчатые осевые турбины лопастного типа. На рис. 20.5 схематично изображена одна ступень турбины турбобура, состоящая из статора и ротора.

Турбина работает следующим образом. Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, т.е. жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление, указанное стрелкой À. 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 ее на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате жидкость под действием энергии давления, создаваемой поверхностным насосом, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к долоту. 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. Источником энергии в пределах ра-

Рис. 20.5. Схема ступени турбины турбобура:

1 – лопатка статора; 2 – лопатка ротора

710

бочего органа турбины является скоростной напор потока жидкости, создаваемый вследствие перепада давления на входе в турбину и выходе из нее.

В процессе бурения осевая нагрузка на долото передается через турбобур, так как его обычно устанавливают непосредственно над породоразрушающим инструментом. Для восприятия и передачи осевой нагрузки турбобур снабжают специальной опорой, размещаемой в верхней или нижней части корпуса турбобура. Вал турбобура также снабжается радиальными опорами, предназначенными для центрирования вала, работающего при высоких осевых нагрузках и частотах вращения.

В качестве осевой опоры в серийных турбобурах применяют резинометаллические подшипники скольжения. Попытки использовать в качестве осевых опор стандартные упорные подшипники качения не дали положительных результатов. В 1960 г. во ВНИИБТ для турбобуров удалось разработать многорядную шаровую опору специальной конструкции.

Резинометаллический подшипник состоит из нескольких ступеней. Каждая ступень включает подпятник, закрепляемый в корпусе, и диск, сидящий на валу турбобура. Кольцо служит для защиты вала турбобура от изнашивания и для обеспечения заданного расстояния между дисками пяты. Подпятник по дисковой части облицован резиной, т.е. по верхней, нижней и внутренней цилиндрической поверхностям. Корпус подпятника имеет каналы для пропуска промывочной жидкости.

Радиальная резинометаллическая опора турбобура представляет собой корпус, внутренняя поверхность которого облицована резиной. В качестве нижней радиальной опоры используют ниппель. Резиновая обкладка ниппеля выполняет также функции сальникового уплотнения.

Работоспособность резинометаллических подшипников турбобура в абразивной среде в различных нефтяных районах страны колеблется в пределах 50–150 ч. Этим временем определяется межремонтный срок работы турбобура. Сравнительно высокая работоспособность резинометалли- ческих подшипников турбобура объясняется тем, что твердые частицы, находящиеся в промывочной жидкости, попадая в зазор между эластичной облицовкой подпятника и стальной пятой, вдавливаются в резиновую поверхность. Вследствие этого сила прижатия твердых частиц к стальному диску определяется упругостью резины и не зависит от удельного давления между металлической и резиновой поверхностями. Износ таких трущихся поверхностей в 4–6 раз ниже, чем при работе двух твердых поверхностей, находящихся в абразивной среде.

Эластичная обкладка подпятников осевой опоры турбобура позволяет равномерно распределять осевую нагрузку по ступеням в пределах 0,5– 1,0 МПа. Коэффициент трения при промывке водой в резинометалличе- ской опоре составляет 0,04–0,10, в глинистом растворе – 0,06–0,16.

Осевая опора качения представляет собой радиально-упорный многорядный бессепараторный шарикоподшипник (рис. 20.6). Одна ступень подшипника состоит из наружного 1 и внутреннего 2 рабочих колец, между парами которых размещается шарик 3. Расстояние между рабочи- ми кольцами определяется размерами распорных колец – наружного 4 и внутреннего 5. От попадания крупных абразивных частиц подшипник защищен сальником. Ввиду того, что бессепараторные подшипники работают в абразивной среде, большое влияние на их работоспособность оказывает правильная приработка опоры. Сначала в процессе прира-

711

Рис. 20.6. Многорядная осевая опора качения

ботки происходит перераспределение осевой нагрузки по ступеням подшипника. Равномерное распределение нагрузки между ступенями пяты способствует более длительной нормальной работе подшипников ка- чения.

ОДНОСЕКЦИОННЫЙ ТУРБОБУР

Серийный выпуск односекционных турбобуров типа Т12МЗ был освоен в 1952 г. Конструкция этих турбобуров первоначально отвечала требованиям повышения технико-экономических показателей бурения нефтяных и газовых скважин. Односекционные турбобуры изготовлялись диаметром 240, 212, 195 и 172 мм.

Турбобур типа Т12МЗ включает турбину, составленную из 100–120 ступеней, резинометаллическую пяту и корпусные детали. На рис. 20.7 показана наиболее совершенная конструкция турбобура типа Т12МЗБ-240. На валу 22 размещены диски ротора 13, втулка 20 нижней опоры, две втулки 14 средней опоры и упорная втулка 18. Все перечисленные детали зажаты роторной гайкой 6, для предохранения которой от самопроизвольного отвинчивания предусмотрен обжимающий колпак 5, закрепляемый контргайкой 4.

Верхняя часть гайки 6 имеет коническую форму и продольные прорези. Колпак 5 под действием контргайки внутренним конусом обжимает прорезанные участки роторной гайки 6 и прижимает ее к поверхности вала, создавая цанговый эффект. Благодаря этому осуществляется предохранение от самоотвинчивания роторной гайки 6. Упорная втулка 18 и втулка 20 нижней опоры фиксируются шпонкой 19 относительно вала 22. Внутри корпуса 3 размещаются диски статора 12, средние опоры 15, регулировоч- ное кольцо 10, определяющее положение ротора относительно статора в собранном турбобуре, и подпятники 8. Ниппель 21 служит для закрепления в корпусе 3 системы дисков статоров, средних опор и подпятников. Роль верхнего упора выполняет торец переводника 1, который служит для соединения корпуса 3 с колонной бурильных труб. Вал 22 турбобура в нижней части имеет переводник 23 для присоединения долота или другого инструмента.

Ниппель 21 имеет цилиндрическую (турбобуры Т12МЗБ-9″ и Т12МЗБ-65/8″) или коническую (турбобуры Т12МЗБ-240, Т12МЗБ-8″,

712

Рис. 20.7. Турбобур Т12МЗБ-240:

ïàê; 6 – роторная гайка; 7 – äèñê ïÿòû; 8 – подпятник; 9 – кольцо пяты; 10, 16 – регулировочные кольца; 11, 17 – уплотнительные кольца; 12 – статор; 13 – ротор; 14, 20 – втулки средней и нижней опоры соответственно; 15 – средняя опора; 18 – упорная втулка; 19 – шпонка; 21 – ниппель; 22 – âàë; 23 – переводник вала

Ò12ÌÇÁ-71/2″ è Ò12ÌÇÅ-65/8″) резьбу. При использовании конической резьбы в корпусе турбобура под ниппельный конец закрепляющей детали устанавливается регулировочное кольцо 16 резьбы. Уплотнительные кольца 11, 17 предохраняют от проникновения глинистого раствора в зазор между валом и роторами.

713

В турбобуре типа Т12МЗ кроме подпятников с привулканизированной резиной предусмотрено применение подпятников со сменными резиновыми вкладышами. В этом случае в шифр турбобура после размера добавляют буквы СР. В турбобурах размером 195 и 172 мм используют составные турбины, имеющие металлические ступицы и пластмассовые проточные решетки. В шифр турбобура при этом добавляют букву П.

Укороченные турбобуры типа Т12МЗК изготовляют на базе односекционных турбобуров. Они отличаются значительно меньшим (30–60) числом ступеней турбин и опор. Укороченные турбобуры применяют для ориентированного искривления скважин при наклонно направленном бурении.

СЕКЦИОННЫЕ ТУРБОБУРЫ

Турбобуры типа ТС состоят из двух и более последовательно соединенных между собой секций, каждую из которых собирают из 100 ступеней турбин в отдельном корпусе. Секции соединяют в турбобур непосредственно на буровой. Секционные турбобуры предназначены для бурения глубоких скважин, так как обладают повышенной мощностью благодаря увеличению числа ступеней турбин, работающих синхронно. Диаметральные размеры секций аналогичны размерам односекционных турбобуров. Секционирование турбобуров позволило создать турбобур с высокими энергетическими показателями при малых габаритах (127 и 104,5 мм). Число секций в турбобурах достигает четырех.

Устройство секционного турбобура показано на рис. 20.8. Корпуса секций снабжены переводниками, которые соединены между собой посредством конической резьбы. Валы секций соединяются с помощью ко- нусно-шлицевых муфт, состоящих из нижней 8 и верхней 7 полумуфт. Можно использовать конусную муфту без шлицевых пазов.

Осевая опора 12 у секционных турбобуров общая, и, как правило, она располагается в нижней секции. Конструкция резинометаллического подшипника опоры не отличается от конструкции подшипников односекционных турбобуров.

Конструктивное отличие нижней секции секционных турбобуров заключается в том, что корпус в верхней части снабжен переводником со специальной конической резьбой, а верхняя часть вала снабжена соединительной полумуфтой. Положение ротора относительно статоров регулируется с помощь специального кольца 13, установленного между турбиной и осевой опорой.

В корпусе секций статоры закрепляют с помощью ниппеля 17, который имеет цилиндрическую или коническую резьбу, вызывающую необходимость использования регулировочного кольца 16 для создания необходимой нагрузки на диски статора.

Средняя и верхняя секции турбобуров не имеют осевых опор, так как при использовании самостоятельных опорных элементов конструкция соединительного узла значительно усложняется. Положение ротора относительно статора в верхних секциях определяется высотой регулировочного кольца 4, которое располагается между соединительным переводником

èдисками статора. Закрепление системы статоров в корпусах верхних

èсредних секций осуществляется с помощью конической резьбы с подбором высоты регулировочного кольца, за исключением некоторых турбобуров.

714

ШПИНДЕЛЬНЫЕ ТУРБОБУРЫ

Шпиндельный турбобур в отличие от секционного имеет осевую опору, вынесенную в отдельный узел. Эти турбобуры предназначены для бурения скважин как обычными шарошечными, так и гидромониторными долотами. Возможность бурения гидромониторными долотами обусловлена снижением утечек в зазоре между валом и ниппелем, так как в шпиндельных турбобурах осевая опора непроточная и размещается в нижней части турбобура.

Шпиндельные турбобуры изготовляют диаметром 240, 195, 185, 172 и 164 мм. Турбобуры диаметром 195 и 172 мм предназначены для бурения скважин алмазными долотами.

В шпиндельных турбобурах ЗТСШ к осевой опоре присоединяют две или три турбинные секции. Устройство шпинделя показано на рис. 20.9.

Шпиндель включает вал 17, который размещается в корпусе 14. Вал снабжен двумя радиальными опорами 7, 13. Осевая опора 11 представляет собой набор дисков пяты 9 и резинометалли- ческие подпятники 10. Вал шпинделя снабжается уплотнительными кольцами 8, 12.

Втулки служат в качестве регулировочных колец резьбы корпуса. Турбинная секция присоединена к шпинделю с помощью переводника 1 и нижней полумуфты 2. Затяжка деталей в корпусе осуществлена с помощью ниппеля 16, а на валу – гайкой 6, которая закрепляется с помощью колпака 5 и контргайки 4. Для присоединения долота вал снабжен в нижней части переводником 18.

Шпиндельные турбобуры ЗТСШ-71/4″ ÒË è ÇÒÑØ-61/2″ ТЛ изготовляют с турбинами точно-

го литья. В шифр таких турбобуров добавляют буквы ТЛ. Ос-

Рис. 20.9. Шпиндель турбобура:

1, 18 – переводники; 2 – нижняя полумуфта; 3, 15 – регулировочные кольца; 4 – контргайка; 5 – колпак; 6 – гайка; 7, 13 – радиальные опоры; 8, 12 – уплотнительные кольца; 9 – ïÿòà; 10 – подпятник; 11 – осевая опора; 14 – корпус; 16 – ниппель; 17 – âàë

716