Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

турбинной и шпиндельной секциями. В первом варианте упрощается конструкция двигателя – проектируют лишь один узел соединения планетарного ротора. Второй вариант менее предпочтителен, так как требует двух узлов соединения ротора.

20.5. ЭЛЕКТРОБУРЫ

Наряду с гидравлическими в бурении используют и электриче- ские машины – электробуры.

Электробур – это электрическая забойная машина, своеобразный электродвигатель, смонтированный в трубном корпусе малого диаметра и предназначенный для привода долота на забое скважины.

Современный электробур представляет собой, как правило, асинхронный маслонаполненный двигатель с короткозамкнутым ротором.

Конструкция промышленного электробура была разработана в СССР в 1937–1940 гг. группой инженеров (А.П. Островский, Н.В. Александров, Ф.Н. Фоменко, А.Л. Ильский, Н.Г. Григорян и др.). Последующие опытноконструкторские работы позволили значительно модернизировать электробур по сравнению с первыми образцами: была создана безредукторная машина, мощность на валу электробура была увеличена в 2–3 раза (от 70 до 120–230 кВт) и наряду с этим уменьшен наружный диаметр. Серийное производство электробуров в СССР было налажено с 1956 г.

В настоящее время в ряде районов страны этим способом ежегодно бурят 200–250 тыс. м пород. Хотя указанный объем многократно уступает объему турбинного бурения в нашей стране, принципиальная схема подачи электрической энергии к забою скважины и использование погружного электрического двигателя для привода долота имеют неоспоримые преимущества. Однако конструктивные трудности, невысокие эксплуатацион- но-технические показатели и большая стоимость машины на данном этапе пока сдерживают применение этого вида техники в бурении.

Размерный ряд электробуров предусматривает их выпуск с наружными диаметрами корпуса 164, 170, 185, 215, 240, 250 и 290 мм. Более распространен электробур диаметром 170 мм. В обозначении электробура первое число – его наружный диаметр, второе – число полюсов обмотки статора (например, Э215-10). Могут добавляться буквы «М», обозначающая модернизированную модель, и «Р» – для редукторных электробуров. Обозначе- ние электродвигателя содержит сведения о наружном диаметре корпуса, общей длине магнитопровода с длиной немагнитопроводных пакетов и о числе полюсов. Например, маркировка МАП1-17-658/6 расшифровывается следующим образом: МАП – мотор асинхронный погружной; 1 – для электробура; 17 – наружный диаметр корпуса в см; 658 – общая длина магнитопровода и немагнитных пакетов статора в см; 6 – число полюсов.

Выпускаемый промышленностью электробур включает трехфазный асинхронный маслонаполненный двигатель À и маслонаполненный шпиндель Á на подшипниках качения (рис. 20.20).

В трубном корпусе электробура размещены пакеты магнитопроводной стали статора 6; они разделены пакетами немагнитопроводной стали в местах расположения радиальных шариковых опор ротора. Пакеты ротора 7 с алюминиевой обмоткой насажены на полом валу 5 двигателя. Ротор расположен в статоре с зазором 0,5–0,6 мм на сторону. Полость двигателя за-

747

Рис. 20.20. Принципиальная схема электробура

полнена сухим изоляционным маслом. От внешней среды полость двигателя изолирована верхним 4 и нижним 8 сальниками. В сальники подается машинное масло. Для компенсации утечек масла через сальники и поддержания некоторого избыточного давления внутри двигателя, препятствующего попаданию промывочной жидкости внутрь, в верхней части электробура в лубрикаторной головке размещены лубрикаторы сальника 2 и двигателя 3. Внутри верхнего переводника проходит кабельный ввод от контактного стержня 1 до обмотки статора. Для восприятия веса вала в нижней его части над нижним сальником установлен упорный шариковый подшипник.

Снизу к двигателю присоединен шпиндель. В шпинделе находится многорядная осевая опора на шариковых подшипниках 10. Полый вал центрируется в корпусе с помощью роликовых и шариковых подшипников. Вал шпинделя соединен с валом двигателя посредством соединительной зубчатой муфты 9; в месте соединения валов находится шарнирное уплотнение для изоляции внутреннего пространства от промывочной жидкости, поступающей к забою по внутреннему каналу в валу двигателя и шпинделя. Осевые нагрузки на породоразрушающий инструмент полностью воспринимаются осевой опорой шпинделя и на вал двигателя не передаются. В нижней части шпинделя помещено сальниковое уплотнение 12. Шпиндель заполнен густым машинным маслом и оснащен лубрикатором 11, который создает избыточное давление за счет усилия сжатой пружины, давящей на поршень. Под поршнем находится резерв масла, восполняющий его потери из шпинделя.

На рис. 20.21 приведена типичная конструкция электробура.

Асинхронные двигатели для электробуров имеют жесткую характеристику, т.е. диапазон изменения их частоты вращения довольно ограничен. Ее изменение зависит от скольжения ротора относительно поля статора:

n = nï(1 – S),

ãäå n – частота вращения ротора двигателя; nï = 60 f/p – частота вращения магнитного поля статора (f – частота тока; p = 6, 8, 10 – число пар полюсов); S – скольжение (при нормальной нагрузке скольжение S = 8÷ ÷12 %).

Вращающий момент (Н м) асинхронного двигателя электробура может быть подсчитан по формуле

748

ãäå m1 – число фаз обмотки статора; U1 – напряжение на зажимах двигателя, В; R′2 – приведенное омическое сопротивление ротора, Ом; R1 – омическое сопротивление фазы обмотки статора, Ом; x1 – индуктивное сопротивление обмотки статора, Ом; x′2 – приведенное индуктивное сопротивление ротора, Ом; ñ1 – коэффициент, зависящий от напряжения на клеммах двигателя.

Как следует из формулы, вращающий момент двигателя прямо пропорционален квадрату напряжения на его входе. Снижение напряжения приводит к заметному падению вращающего момента. В связи с этим необходимо учитывать потери напряжения в токоподводе от поверхности к двигателю, а падение напряжения при кратковременных перегрузках двигателя рекомендуется компенсировать некоторым повышением напряжения на входе двигателя на 5–10 % номинального значения. Номинальное напряжение на клеммах электробуров составляет 1000–1200 В в зависимости от типа двигателя.

Характер зависимости вращающего момента двигателя МАП1Д-25- 617/10 от частоты вращения вала двигателя приведен на рис. 20.22. На графике вращающего момента правая ветвь от точки максимума является областью устойчивой работы (рабочая область), левая – областью неустойчи- вой работы. При пуске двигателя заметно снижается вращающий момент (зона провала) в процессе выхода на режим. В зоне провала вращающий момент может снизиться до 60 % номинального. Но так как двигатель пускают с малой нагрузкой, а маховой момент вращающихся деталей и инструмента мал, то даже при уменьшенном моменте двигатель быстро увели- чивает частоту вращения вала.

КПД двигателя при номинальной нагрузке составляет 66–68 %. Поскольку механические потери в шпинделе на опорах качения сравнительно невелики, характеристику электробура можно принимать по характеристике двигателя.

К забойному двигателю электроэнергия подводится по секционированному кабелю, помещенному внутри бурильной колонны. Токоподвод может осуществляться по трехили двухжильному кабелю. В последнем случае в ка- честве третьего провода используют бурильную колонну. Эта система питания носит название «два провода – земля» (сокращенно ДПЗ).

Система ДПЗ позволяет увеличить площадь сечения проходного канала в бурильной колонне и таким образом способствует снижению потерь напора при циркуляции промывочной жидкости по бурильной колонне.

Каждую кабельную секцию разме-

Рис. 20.22. Характеристика двигателя МАП1Д-25- 617/10

750

щают в отдельной бурильной трубе, и ее концы закрепляют в трубе на опорах с втулками, обеспечивающими некоторое свободное проворачивание кабеля при соединении труб. Секции соединяются в единую цепочку с помощью контактных элементов – контактного стержня на верхнем конце и контактной муфты на нижнем. Контактный стержень защищен от механических повреждений защитным стаканом. Соединение контактных элементов происходит автоматически при свинчивании бурильных труб, при этом контактный стержень входит в муфту с натягом, обеспечивающим герметичность соединения от проникновения бурового раствора.

Для монтирования секций электрокабеля используют специальные бурильные трубы типа ЭБШ с гладкопроходным сечением. Их выпускают диаметрами 140 и 114 мм с высаженными наружу концами. Трубы изготовляют из стали групп прочности Д и Е.

Кабельный подвод электробура – одно из наиболее слабых звеньев системы. Вследствие загрязнения и недостаточной герметичности соединений секций омическое сопротивление изоляции снижается. Если при спуске инструмента наблюдается резкое падение сопротивления (начальное сопротивление собственно электробура 50 МОм), то спуск инструмента прекращают и выбраковывают трубы с низким сопротивлением в изоляции кабеля. В процессе работы в соединениях с недостаточной герметичностью происходят пробои. Пробои и разрывы электрической цепи могут происходить также вследствие поломки медных контактов в муфте и излома кабеля в местах его сращивания с контактными соединениями.

Для бурения с электробуром буровую установку оснащают дополнительным электрооборудованием: распределительным устройством высокого напряжения, трансформатором, станцией управления электробуром. На пульте бурильщика устанавливают дополнительные электрические контрольные приборы (вольтметр, амперметр) для контроля нагрузки электробура, кнопки управления контактной системой, подающей напряжение на электробур, органы управления режимом работы автоматического регулятора. Автоматический регулятор управляет подачей инструмента в зависимости от загрузки двигателя и буримости горных пород.

Обладая всеми достоинствами, присущими забойным двигателям (облегчение условий работы бурильной колонны, существенное снижение износа бурильных труб в скважине, исключение затрат мощности на их холостое вращение и т.п.), электробур имеет преимущества по сравнению с гидравлическими забойными машинами:

режим работы электробура не зависит от расхода промывочной жидкости, который в данном случае можно выбирать только по условию полной и своевременной очистки забоя от шлама;

режим работы электробура практически не зависит от свойств циркулирующего бурового раствора, что позволяет применять его при использовании утяжеленных растворов, газообразных агентов и при продувке;

токоподвод с поверхности к электробуру является каналом связи, позволяющим использовать забойные системы контроля режима работы породоразрушающего инструмента и непрерывно следить за направлением ствола скважины;

при работе с электробуром открывается возможность автоматизировать процесс бурения по данным забойных датчиков для оптимального использования мощности двигателя;

поскольку электробур представляет собой маслонаполненный двига-

751

Ò à á ë è ö à 20.14

Основные характеристики электробуров

Ò à á ë è ö à 20.15

Технические данные электробуров с редукторами-вставками

тель, все детали которого работают в среде, изолированной от бурового раствора, он меньше подвержен абразивному изнашиванию и его рабочая характеристика остается практически неизменной в течение всего срока работы.

К недостаткам электробура относятся: высокая стоимость забойного двигателя, опасность потери дорогостоящей машины в результате прихвата в скважине, ограниченный срок межремонтной работы вследствие недостаточной износостойкости уплотнительных сальников электробура и недостаточной надежности системы токоподвода.

Перспективы развития буровых работ с применением электробуров связаны с существенным повышением ресурса до 200 ч и более.

В табл. 20.14 и 20.15 приведены характеристики электробуров.

752

Устьевое оборудование – это комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении проявлений в процессе бурения, капитального ремонта, герметизации устья и регулирования режима работы скважины в процессе ее эксплуатации. Условно все устьевое оборудование делят на оборудование, применяемое при бурении скважины и при ее эксплуатации. В состав устьевого оборудования, участвующего в обвязке устья в процессе бурения скважины, входят колонная головка и противовыбросовое оборудование, состоящее из следующих основных узлов: крестовины, превенторов, надпревенторной катушки, разъемного желоба, манифольда, гидроуправления превенторами и задвижками, ручных приводов.

Колонная головка, с помощью которой обвязываются обсадные колонны в процессе бурения, служит также основанием для установки фонтанной арматуры; она остается на скважине на весь период эксплуатации. В состав эксплуатационного устьевого оборудования также входят: фонтанная арматура; манифольд фонтанной арматуры; приспособление для замены задвижек под давлением; лубрикатор, применяемый при исследованиях скважин; комплект задвижек, переводников и других деталей, необходимых для монтажа и обвязки устьевого оборудования.

21.1. КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ

Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн газовых и нефтяных скважин. Они обеспечивают подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств и контроль давления в них, проведение таких технологических операций, как снижение давления в межколонном пространстве, закачка цемента или других тампонажных материалов в межколонное пространство и т.п.

Конструкция колонной головки должна обеспечивать: 1) надежную герметизацию межколонных пространств; 2) контроль за давлением в межколонном пространстве; 3) быстрое и надежное закрепление обсадных колонн; 4) универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной головке обсадных колонн разных диаметров; 5) предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного изнашивания при работе бурильным инструментом; 6) возможность вертикального перемещения обсадных колонн при высоких температурах в скважине; 7) высокую надежность работы подвесок и узлов уплотнений во время бурения и длительной эксплуатации скважины; 8) минимально возможную высоту; 9) достаточную прочность с учетом действия различных нагрузок.

Кроме того, для осложненных условий бурения отдельные детали колонной головки должны быть коррозионно-стойкими, если в продукции скважины предполагаются корродирующие вещества; при бурении на Севере головка должна быть приспособлена для работы в условиях, где возможно понижение температуры до –60 °С; при морском бурении должна

753

обеспечиваться возможность ее установки на дне моря при глубинах более

200ì.

Âнастоящее время отечественные заводы выпускают колонные голов-

ки двух типов – КГ и ОКК. В эксплуатации имеются колонные головки типа ООЕ и ОКМ. Рассмотрим колонные головки типа КГ на примере колонной головки КГ-4Ч70.

КОЛОННАЯ ГОЛОВКА КГ-4×70

Головка КГ-4Ч70 предназначена для обвязки между собой че- тырех обсадных колонн, герметизации и контроля межколонных пространств, регулирования режима работы при бурении и эксплуатации неф-

Рис. 21.1. Колонная головка КГ-4Ч70

754

тяных и газовых скважин глубиной 4000 м и более с рабочим давлением до 70 МПа в отсутствие в продукции коррозийных составляющих. Модель КГ-4Ч70 расшифровывается следующим образом: К – колонная; Г – головка; 4 – число обвязываемых обсадных колонн; 70 – рабочее давление, МПа.

Колонная головка (рис. 21.1) состоит из следующих основных частей: тройника 13 с клиновой подвеской 12 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 324 мм, пакерного устройства 10, крестовины 9 с подвеской 7 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 245 мм, пакерного устройства 6, крестовины 5 с подвеской 3 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 168 мм, пакерного устройства 2, фланца 1, обратных клапанов 11, разрядных пробок 17. Тройник 13 включает корпус и отвод. Корпус тройника – отливка из стали марки 35ХМЛ (ГОСТ 977–88), в средней части которой имеется отверстие для присоединения отвода, а в верхней части выполнены расточки диаметром 415 мм под подвеску 12 диаметром 425 мм для установки крышки подвески пакерного устройства. Отвод представляет собой патрубок с краном 14 высокого давления. Отвод присоединяется к корпусу тройника на резьбе и служит для технологиче- ских работ при бурении.

Крестовина 9 – отливка из стали 35ХМЛ (ГОСТ 977–88). Ее нижний фланец имеет расточку диаметром 415 мм под пакерное устройство 10. Верхний фланец имеет расточку диаметром 345 мм под подвеску 7 и расточку диаметром 355 мм под пакерное устройство 6. В средней части к корпусу крестовины с одной стороны с помощью шпилек присоединена заглушка 15 с патрубком и краном высокого давления, с другой стороны – заглушка 8 с вентилем 4. При затяжке крестовины 9 пакерное устройство

Рис. 21.2. Подвеска

Рис. 21.3. Пакерное устройство

755

10, деформируясь, герметизирует пространство между корпусом крестовины и колонной диаметром 324 мм. Крестовина 5 – это отливка из стали 35ХМЛ (ГОСТ 977–88). Нижний фланец имеет расточку диаметром 345 мм под пакерное устройство 6. Верхний фланец имеет расточку диаметром 227 мм под подвеску 3 и расточку диаметром 237 мм под пакерное устройство 2. В средней части к корпусу крестовины присоединяется заглушка 8 с вентилем 4, с другой стороны – задвижка 16. При затяжке крестовины 5 пакер устройства 6, деформируясь, герметизирует пространство между корпусом крестовины и колонной диаметром 245 мм. Герметизация колонны диаметром 168 мм происходит при затяжке фланца 1 деформирующимся при этом пакерным устройством 2.

Подвеска (рис. 21.2), применяемая для установки в колонной головке, – клиновая одноступенчатая, состоит из корпусов 4, плашек 1, полуколец 5, серег 7, винтов 2 è 8, ручек 3, штифтов 6.

Пакерное устройство (рис. 21.3) служит для герметизации затрубного пространства в колонной головке. Оно состоит из крышки подвески 3, нажимного кольца 1, уплотнительного кольца 4 и пакера 2.

КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ ТИПА ОКК

Головки типа ОКК изготовляют на давление 35 МПа трех типов: ОКК1, ОКК2, ОКК3. Головки типа ОКК1 применяют для обвязки двух колонн (кондуктор, эксплуатационная), типа ОКК2 – для обвязки трех колонн (кондуктор, промежуточная, эксплуатационная), типа ОКК3 – для обвязки четырех колонн.

Модель ОКК1-35-146Ч219 расшифровывается следующим образом: О – оборудование; К – колонны; К – клиновое; 1 – схема (модель); 35 – рабочее давление, МПа; 146 – диаметр эксплуатационной колонны, мм; 219 – диаметр кондуктора, мм.

Колонная головка типа ОКК1 (рис. 21.4) состоит из корпуса 4, клиновой подвески 3, двухъярусного пакерного устройства 2. Корпус имеет цилиндрическую расточку, в которую устанавливают нижний ярус пакерного устройства. Во фланце корпуса имеется отверстие, в которое ввинчивают нагнетательный клапан 6. Отверстия в нижней части корпуса служат для установки манифольда колонной головки 5. Пакерное устройство 2 состоит из двух ярусов, каждый из которых включает два металлических кольца и одно Н-образное резиновое уплотнение. Клиновая подвеска состоит из трех клиньев, связанных между собой шарнирами и имеющих возможность синхронного перемещения.

Предохранительная втулка 1 защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от механических повреждений при спускоподъемных операциях.

Порядок монтажа колонной головки. После спуска и цементирования кондуктора на него навинчивают корпус колонной головки. Обвязывают устье противовыбросовым оборудованием согласно утвержденной схеме и продолжают бурение под эксплуатационную колонну. После окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны собирают клиновую подвеску на последней трубе колонны, подвешенной на талевой системе, и опускают. Под собственным весом клиновая подвеска свободно скользит по трубе и занимает свое место в корпусе колонной головки, колонну сажают на клинья. Эксплуатационную колонну цементируют, затем внутреннюю

756