Техника бурения нефтяных и газовых скважин

ПРЕДИСЛОВИЕ

 

Для восстановления и развития нефтяной промышленности в послереволюционный период было приобретено несколько зарубежных станков, состоящих из двухскоростной лебедки, ротора, насоса, вертлюга, талевого механизма и электрического привода с редуктором. Эти станки явились прототипом первых отечественных буровых установок, производство которых было организовано в 1921—1923 гг. на заводах в Сормове и Коломне, а затем на Бакинском заводе им. лейт. Шмидта. В состав этих установок, рассчитанных для бурения скважин глубиной до 1200 м, входили:

 

·  двухскоростная лебедка на деревянной станине, снабженная валами на подшипниках скольжения, цепными колесами с необработанными зубьями для роликовых цепей шагом 103,2 мм, кулачковыми муфтами для управления и двухленточным тормозом с деревянными колодками;

 

·  ротор, приводимый от лебедки открытой цепной передачей;

 

·  талевый механизм с чугунными шкивами на подшипниках скольжения, кованым однорогим крюком и вертлюгом с шариковыми подшипниками в опорах ствола;

 

·  буровой насос - прямодействующий либо вращательный, двух-поршневой, двустороннего действия;

 

·  вышка высотой 28 - 37 м и основание, изготовленные из дерева.


 

Начало 30-х годов характеризуется качественно новым развитием отечественной буровой техники. В эти годы на заводе им. лейт. Шмидта было освоено производство четырехскоростных буровых лебедок Л1-4М, снабженных подшипниками качения в опорах валов и асбокаучуковыми колодками в ленточном тормозе. Для суммирования мощности двух электродвигателей в приводе лебедки был установлен трехвальный редуктор с шевронными зубчатыми колесами. На этом же заводе были разработаны роторы и вертлюги новых конструкций. Ротор закрытого типа с прямозубой конической передачей имел в основной опоре стола роликовый конический подшипник, а во вспомогательной опоре - шариковый. В вертлюге шарикоподшипники опоры ствола были заменены роликовыми коническими в основной опоре и роликовыми цилиндрическими в радиальной. Подшипники опор стола ротора и ствола вертлюга изготовляли также на заводе им. лейт. Шмидта.

 

Завод «Бакинский рабочий» начал выпускать кронблоки и талевые блоки грузоподъемностью 130 т со стальными шкивами на подшипниках качения. Из-за отсутствия подшипников тяжелых серий шкивы устанавливались на отдельные валики с двумя опорными подшипниками. Кронблоки двухэтажной конструкции были заменены более легкими и компактными с одноэтажным расположением шкивов. На заводах им. лейт. Шмидта и «Красный молот» начали изготовлять буровые насосы с эксцентриковым либо кривошипным коренным валом.

 

К середине 30-х годов была создана установка для бурения скважин глубиной до 3000 м, отдельные агрегаты которой выпускали заводы им. лейт. Шмидта, «Бакинский рабочий» и «Красный молот». Наряду с этим проводилась большая работа по модернизации узлов и агрегатов установок для бурения скважин глубиной до 1200 м. В этот же период появились металлические буровые вышки Г. Н. Бержеца. В 1937 г. Б. А. Рагинский предложил оригинальную конструкцию металлической вышки, ноги и пояса которой изготовляли из отработанных бурильных труб, а диагонали с винтовыми стяжками - из стального проката круглого сечения. Вышки монтировали с помощью шагающих стрел конструкции А. А. Асан-Нури либо подъемника Я. М. Кершенбаума.

 

Возросшие к этому времени объемы бурения скважин глубиной до 1200 м обусловили острую нехватку легких буровых установок. Для бурения скважин глубиной до 500 м в 1938 г. была создана установка РА-400, которая монтировалась на двух гусеничных тележках. На одной тележке размещались тракторный двигатель мощностью 48 кВт, двухскоростная трехвальная лебедка с одношкивным ленточным тормозом и ротор. На второй тележке располагались такой же двигатель и два насоса НБ-650/15 или НГ-4 мощностью 25 - 30 кВт. Установка РА-400 имела мачтовую вышку высотой 20 м и грузоподъемностью 40 т. Вышка с основанием и передними скользящими подкосами транспортировалась в горизонтальном положении, а на точке бурения поднималась в вертикальное положение с помощью буровой лебедки. Серийное изготовление установок РА-400 было начато в 1938 г.

 

Азинмашем была разработана буровая установка ПТ1-800 грузоподъемностью 35 т для бурения скважин глубиной до 800м, изготовление которой было освоено на заводах им. Ленина и им. Монтина в Баку. В ПТ1-800 использовались одношкивная лебедка ЛТ2М, насосный блок установки РА-400, ротор Р460-ШЗ с индивидуальным приводом, состоящим из трехскоростной двухвальной зубчатой коробки передач и двигателя М-17 мощностью 48 кВт.

 

В 1939 г. в Нефтемашпроекте (Москва) была разработана буровая установка ПРА-800 с групповым приводом. Она изготовлялась Подольским заводом им. С. Орджоникидзе и состояла из двухзальной лебедки с двухленточным тормозом и шестискоростной коробки передач, приводимой от двух двигателей М-17, спаренных клиноременной передачей. Ротор имел карданный привод от коробки передач лебедки. Насосы НГ-4 приводились посредством двухшкивной трансмиссии. В последующем насосный блок был снабжен индивидуальным приводом от двух дополнительных двигателей М-17.

 

В это же время Азинмашем была разработана установка ПРА-1200, в групповом приводе которой использовались два карбюраторных двигателя КИН мощностью по 96 кВт, спаренные клиноременной передачей. Установка ПРА-1200 выпускалась на заводе им. лейт. Шмидта и состояла из силового блока, насосной трансмиссии, двухвальной лебедки с карданной передачей для ротора Р460-ШЗ, установленных на общей раме. Насосный блок из двух насосов НГ-4 монтировался на отдельной раме.

 

Несмотря на удовлетворительную кинематическую схему и удачные конструктивные решения, установки РА-400, ПТ1-800, ПРА-800 и ПРА-1200 не получили признания буровиков вследствие их недостаточной мощности.


 

Следующий этап развития техники бурения наступил в послевоенный период. В 1945 г. изготовление буровых установок было поручено Уралмашу — одному из крупнейших и хорошо оснащенных заводов тяжелого машиностроения. Первоначально Уралмаш принял к производству лебедки Л1-4М, насосы НГ-8Х16 и другие агрегаты, разработанные в довоенный период для буровой установки грузоподъемностью 130 т. Кроме установок с электрическим приводом Уралмаш начал изготовлять установки с дизельным приводом на базе силовых агрегатов САЛ (для лебедки и ротора) и САН (для насосов), снабженных дизелями В2-300 мощностью 220 кВт.

 

Первые два комплекта буровой установки грузоподъемностью 130 т были изготовлены к 28-й годовщине Великой Октябрьской социалистической революции. В этих установках были применены кронблоки я талевые блоки с одноосным расположением шкивов и трехрогий крюк пластинчатой конструкции. В дальнейшем Уралмаш совместно с заводами им. лейт. Шмидта, «Бакинский рабочий» и «Красный молот» выпускал ежегодно до 300 комплектов буровых установок.

 

Одновременно с развертыванием серийного производства Уралмаш совместно с отраслевыми научно-исследовательскими и проектно-конструкторскими организациями проводил большую работу по обобщению отечественного и зарубежного опыта проектирования и эксплуатации буровых установок.

 

В 1946—1949 гг. был разработан и изготовлен опытный образец буровой установки Уралмаш 1 с цепной лебедкой. Вскоре были созданы установки Уралмаш 2 с зубчатыми передачами в коробке перемены передач лебедки и ротора, с гидравлическим управлением главной фрикционной муфтой и тормозом лебедки, явившиеся прототипом буровых установок Уралмаш 3Д и Уралмаш 4Э. Из наиболее важных разработок того периода, используемых и в настоящее время, следует выделить групповой привод на базе дизелей типа В2, радиальные шинно-пневматические муфты, систему пневматического управления тормозом лебедки. Буровой насос У8-3, разработанный Уралмашем в 1952 г., имел мощность 260 кВт и развивал давление до 15 МПа.

 

На основе отработанных машин в 50-х годах Уралмаш перешел к серийному изготовлению буровых установок с дизельным приводом на базе комплекта бурового оборудования Уралмаш 5Д и Уралмаш 3Д и с электрическим приводом на базе бурового оборудования Уралмаш 6Э и Уралмаш 4Э. На этом завершился первый этап работ Уралмашзавода по созданию буровых установок с номинальной нагрузкой на крюке 1300 и 2000 кН для бурения скважин глубиной соответственно до 3000 и 5000 м.

 

Важный итог этой большой работы — сложившийся и выросший коллектив квалифицированных конструкторов и исследователей, накопивший большой опыт и знания, способный создавать буровые машины и оборудование на уровне мировых достижений.


 

Следует также отметить новое направление в проектировании буровых установок, начало которому было положено созданием установки БУ-40, разработанной Очерским заводом совместно с Гипронефтемашем (ныне ВНИИНефтемаш). В отличие от других установок БУ-40 была запроектирована и изготовлена комплектной и имела в составе все основные и вспомогательные машины и агрегаты, в том числе основание, вышку, оборудование для приготовления и очистки промывочного раствора, емкости для хранения топлива и масел, котельно-отопительную систему, сборно-разборные укрытия. Впервые была применена вышка трехсекционной конструкции с открытой передней гранью.

 

После промышленных испытаний БУ-40 была передана заводу «Баррикады», по чертежам которого она изготовлялась также в Румынии. На Кунгурском заводе выпускали установку БА-40, смонтированную на двух гусеничных тележках. Установки БУ-40 и БА-40 позволили бурить скважины глубиной до 800 м, не задалживая для этого более мощные установки Уралмаша.

 

С 1959 г. завод «Баррикады» начал поставку комплектных буровых установок БУ75Бр с электрическим и дизельным приводами, а Уралмаш примерно в этот же период — буровых установок в комплекте с А-образными вышками, основаниями, оборудованием для механизации и частичной автоматизации спускоподъемных операций. В 70-х годах начато производство буровых установок универсальной монтажеспособности (БУ2500ДГУ, БУ4000ДГУ, БУ4000ЭУ и др.).

 

Заметное развитие за рассматриваемый период получили конструкции буровых сооружений и методы монтажа и транспортировки буровых установок. Вышка БМВБ-41-20 Таллинского и Щигровского заводов благодаря рациональной конструктивной схеме и оптимальным площадям сечения ее несущих элементов оказалась легче ранее применявшихся конструкции. Азинмашем в 1951—1962 гг. была разработана металлическая вышка В1-300-53 грузоподъемностью 300 т и высотой 53 м. Широкое распространение получили вышки мачтового типа, отличающиеся экономичностью по расходу металла, а также легкостью монтажа и транспортировки.

 

В 1951 г. б. Гипронефтемашем был разработан крупноблочный способ перевозки буровых установок при помощи «хребтовых» лафетов, представляющих собой две гусеничные тележки с пневмогидравлическими домкратами, соединенные мощной балкой. В дальнейшем «хребтовые» лафеты были заменены отдельными гусеничными тяжеловозами. Индустриальные методы строительства буровых позволили резко сократить сроки ввода скважин в эксплуатацию и имели большое значение при освоении нефтяных месторождений Татарии, Башкирии, Куйбышевской и Волгоградской областей.

 

Вторая половина 50-х годов характеризовалась началом работ по созданию регулируемого привода буровых установок. Для БУ75БрД в 1959 г. было начато серийное изготовление дизель-гидравлических агрегатов САТ-4 на базе дизеля 1Д12Б мощностью 310 кВт и комплексного турботрансформатора ТТК-1. Одновременно была изготовлена опытная дизель-электрическая буровая установка Уралмаш 11ДЭ с приводом от постоянного тока. В этой установке подача буровых насосов изменялась регулированием числа ходов, а двигатели лебедки при спуске колонны труб использовались в качестве тормозной машины.

 

В силовых трансмиссиях появились цепные передачи, с приводными роликовыми цепями повышенной прочности, разработанными ВНИИНефтемашем. Талевые механизмы были оснащены канатами прогрессивных конструкций, позволившими значительно сократить расход канатов в бурении и простои буровых установок в ожидании их замены. Надежность и долговечность ленточных тормозов буровых лебедок существенно возросли за счет применения фрикционных накладок из ретинакса. На смену буровым насосам У8-3 начали поступать У8-4 мощностью 330 кВт.


 

Важными направлениями совершенствования буровых установок явились разработка и внедрение средств механизации и автоматизации тяжелых и трудоемких процессов. К ним относятся встроенные в ротор пневматические клинья для захвата и удержания труб, напольный автоматический ключ для свинчивания и развинчивания труб, регулятор подачи долота, гидродинамические тормоза и др.

 

В результате систематизации теоретических основ проектирования буровых установок и обобщения требований бурения в 60-х годах была разработана нормаль Н900-66, регламентирующая тип и основные параметры буровых установок. Впоследствии на основе этой нормали был утвержден действующий ГОСТ 16293—82, распространяющийся на комплектные буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения нефтяных и газовых скважин. Нормаль Н900-66 и последующие государственные стандарты на буровые машины, и оборудование способствовали дальнейшему повышению технического уровня буровых установок. Передовые инженерные и конструкторские решения, не имеющие аналогов в мировой практике, реализованы в установках БУ3000ЭУК, БУ3000ЭУК-1 (с эшелонным расположением лебедочного и насосного блоков и допускаемой нагрузкой на крюке 1700 кН), БУ3000ЭУК-1М (с допускаемой нагрузкой на крюке 2000 кН), при использовании которых получены рекордные скорости проходки скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири.

 

Крупным достижением отечественной науки и техники явилось создание буровой установки Уралмаш 15000, посредством которой достигнута рекордная глубина бурения разведочной скважины на Кольском полуострове.

 

Почти 20 лет назад при создании буровой установки «Ленинградец БА-25» впервые была поставлена сложнейшая задача автоматизации основных процессов проходки скважин. Смелая идея конструкторов, воплощенная в металле, намного опережала время — патент на изобретение был зарегистрирован во многих странах, производящих буровое оборудование. Конструктивные принципы этой установки легли в основу буровой установки Уралмаш 4000А для бурения скважин глубиной 4000 м.

 

Успешно эксплуатируется опытно-промышленная буровая установка с двухцилиндровым гидроподъемником, созданная куйбышевскими нефтяниками и являющаяся прототипом разработанной Уралмашем буровой установки Уралмаш 4000ЭГУ. На основе объемного гидропривода создана буровая установка Уралмаш 4000НГ с непрерывным процессом спускоподъемных операций. В кратчайшие сроки освоено производство буровых машин и подводного устьевого оборудования для плавучих установок, предназначенных для проходки нефтяных и газовых скважин глубиной до 6000 м при толще воды до 200 м.

 

Основные изменения в технике бурения за послевоенные годы характеризуются следующими показателями:

 

·  допускаемая нагрузка на крюке подъемных механизмов буровых установок возросла с 1300 до 4000 кН;

 

·  глубина бурения увеличена с 3000 до 15000 м;

 

·  мощность привода буровых установок возросла с 450 до 4000 кВт;

 

·  мощность буровых насосов возросла с 220 до 950 кВт;

 

·  давление буровых насосов возросло с 10 до 40 МПа.

 

Буровые машины и оборудование изготовляются Уралмашзаводом, Волгоградским заводом буровой техники, а также заводами Баку (роторы, вертлюги, талевые механизмы, вышки, буровые основания, циркуляционные системы); грозненским заводом «Красный молот» (буровые насосы, цементировочные агрегаты, колонные головки и др.); Хадыженским заводом (циркуляционные системы); Пермским заводом горношахтного машиностроения (пневмоколесные тяжеловозы Т-60, гусеничные поворотные тяжеловозы ТГП-70); Ижевским механическим заводом (ключи АКБ-ЗМ) и др.

 

В развитии нефтегазодобывающей промышленности Советского Союза большое значение имело турбинное бурение. Первые конструкции турбобуров были разработаны в 1923—1925 гг. и применялись на нефтяных промыслах Азербайджана и Грозного. В 1934 г. была создана качественно новая конструкция турбобура без редуцирующих устройств и с большим числом ступеней турбины. Дальнейшее совершенствование турбобуров способствовало широкому распространению турбинного бурения в нашей стране. К концу 50-х годов опытное бурение советскими турбобурами было осуществлено на месторождениях во Франции, ФРГ, США, Италии, а несколько позже в Мексике.

 

В улучшении показателей бурения важную роль играли совершенствование породоразрушающего инструмента, повышение прочности бурильных и обсадных труб, создание оборудования для приготовления и очистки промывочного раствора, противовыбросового оборудования скважин, забойных винтовых двигателей и др.

 

Отечественные буровые установки приобретаются многими зарубежными странами и успешно конкурируют с буровыми установками известных капиталистических фирм.

 


1 ИСХОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1 Конструкции скважин и условия их строительства

 

Буровое оборудование предназначено для бурения нефтяных и газовых скважин. Оно состоит из буровой установки, бурильной колонны и оборудования для герметизации устья скважины. Буровая установка - это комплекс машин, агрегатов и механизмов, предназначенных для выполнения определенных технологических функций при бурении различных по конструкции скважин.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка в земной коре с большим отношением глубины Lк диаметру Dc, обсаженная металлическими трубами. В верхней части скважины, называемой устьем, обсадные трубы выступают над уровнем поверхности и оборудуются фланцами и устройствами для подвески обсадных колонн и крепления оборудования для герметизации. Дно скважины называется забоем. Призабойная часть обсадной колонны перфорируется для притока в скважину нефти или газа.

Конструкция скважины характеризуется глубиной, начальным и конечным диаметрами бурения, числом, диаметрами и длиной спущенных обсадных колонн, толщиной их стенок, диаметром различных участков ствола, углом наклона скважины или отклонением ее от вертикали. Конструкция скважин зависит от целей бурения, геологических условий, глубины, техники бурения, метода разработки месторождения и других факторов.

Скважины бурят с целью разведки полезных ископаемых, определения свойств пород, характера залегания пластов (разведочные) или для извлечения из недр земли нефти, газа, воды (эксплуатационные). Большинство эксплуатационных скважин на нефть и газ бурят вертикальными или наклонными глубиной 1000 - 4000 м. В Советском Союзе бурится скважина, глубина которой уже более 12000 м. В США самая глубокая скважина пробурена на глубину 9583 м.

Диаметры Dcотдельных интервалов скважины и их число определяются назначением, конструкцией, глубиной скважины и экономичностью ее строительства. При бурении на нефть и газ конечный диаметр эксплуатационных скважин обычно 0,14— 0,22 м, а глубина 1000 - 7000 м при числе обсадных колонн от двух до пяти.

Скважины бурят в различных климатических и географических условиях: в многолетней мерзлоте, в районах с умеренным и жарким климатом, в пустынях, лишенных воды, в болотистых местах, на реках, озерах или море. Расстояние между скважинами может быть от нескольких метров (кустовое бурение, бурение сейсмических скважин) до нескольких километров (эксплуатационные), а иногда и сотен километров (опорные).

Скважина обычно состоит из направления длиной 6 - 20 м, кондуктора длиной 50 - 200 ми более, одной или нескольких промежуточных и эксплуатационных колонн. Если кондуктор используют как промежуточную колонну для перекрытия верхних неустойчивых пород, то глубина его спуска достигает 600 - 800 м.

В скважинах простых конструкций глубиной 3000 - 3500 м при отсутствии осложнений после кондуктора спускают только эксплуатационные колонны. В сложных геологических условиях во избежание осложнений при бурении спускают промежуточную колонну; глубина спуска зависит от геологических условий, допустимой длины выхода колонны из-под башмака предыдущей или кондуктора и обычно составляет 2000 м, а иногда достигает и более 3000 м.

 

Современная технология позволяет бурить скважины с выходом обсадной колонны из предыдущей в 3500 м и более при диаметре 245 - 340 мм. Кондуктор или колонну после спуска цементируют, т. е. заполняют цементным раствором кольцевое пространство между стенками скважины и колонной на часть или на всю длину спущенной колонны. Размеры долот для бурения в различных интервалах выбирают в зависимости от диаметров труб d, которыми будет обсаживаться скважина.

На рис. 1.1 приведены типовые конструкции скважин.

Весь цикл строительства скважин состоит из следующих основных этапов: выбора точки бурения и подготовки площадки; транспортировки и монтажа оборудования буровой установки; опробования и испытания оборудования; проходки скважины (процесс бурения, т. е. образование ствола, а также спуск и подъем бурильных колонн для смены изношенного долота); спуска обсадных колонн и их цементирования, ликвидации осложнений и аварий; геофизических работ; опробования скважины. После завершения всего комплекса работ по строительству скважины буроваяустановка демонтируется и транспортируется на место бурения новой скважины. Продолжительность различных операций зависит от многих факторов, о чем будет сказано ниже.

В настоящее время продолжительность цикла в нормальных условиях бурения составляет: при глубине 20 - 50 м - несколько скважин в день; 1500 - 3000 м - несколько дней, 3000 - 5000 м - несколько месяцев; 7000 - 8000 м - до нескольких лет. Разнообразие условий проходки и конструкций скважин определяет параметры и состав комплекта машин и оборудования, а также надежность, время работы и удобство обслуживания, компоновку, мобильность и ряд других показателей.

 


 

1.2 Процесс бурения скважины, функция

 

и структура буровой установки

 

По характеру воздействия на горные породы с целью их разрушения способы бурения подразделяют на механический, термический, электроискровой.

В настоящее время применяют только механический способ бурения скважин. В зависимости от типа и конструкции используемого породоразрушающего инструмента и технологии бурения различают ударный, вращательный и ударно-вращательный способы. Выбуренная порода удаляется из скважины путем промывки ее жидкостью, продувки газом или с помощью механических устройств (шнеков, желонок). Ударное бурение применяется в основном для проходки неглубоких скважин в твердых породах, а в некоторых случаях также при заканчивании скважины.

Глубокие скважины на нефть и газ бурят только вращательным способом с применением породоразрушающего инструмента - долота. Его укрепляют в нижней части бурильной колонны, внутри которой прокачивают жидкость, газ или их смесь для удаления выбуренной породы через кольцевое пространство между бурильной колонной и стенками скважины. Долота могут получать вращение либо от двигателей, установленных на поверхности через колонну труб (роторное бурение), либо от забойных двигателей, расположенных над долотом в скважине турбинное или электробурение).

Процесс вращательного бурения состоит из повторяющихся в строгой последовательности операций: спуска бурильной колонны в скважину; работы долота на забое (собственно процесс разрушения породы, вращение и углубление долота при циркуляции жидкости); наращивания колонны по мере углубления скважины; подъема колонны для смены изношенного долота и ее спуска (СПО); вспомогательных или аварийных работ (промывка скважины, очистка и приготовление раствора, ликвидация осложнений, аварий и т. д.) [8, 17].

Бурильная колонна состоит из ведущей трубы квадратного или шестигранного сечения и отдельных бурильных труб (БТ) длиной 6, 9 или 12 м, имеющих на концах замки с конической резьбой, что обеспечивает быструю сборку и разборку колонны. Нижняя часть колонны состоит из утяжеленных бурильных труб (УБТ) для создания необходимых нагрузок на долото, из расширителей, центраторов, забойных двигателей (ЗД) и долота. Диаметр, масса, длина и прочность бурильной колонны, подача и давление, развиваемое насосами, определяют основные параметры буровой установки - максимально допустимую нагрузку на крюк, глубину бурения и мощность лебедки, насосов, ротора и двигателей.

Для бурения разведочных скважин небольших диаметров применяют трубы диаметром 43 - 89 мм, для глубоких разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ - трубы диаметром 102, 114, 127 и 140 мм. Выбор компоновки бурильной колонны зависит от конструкции скважины, ее глубины, технологии бурения и количества прокачиваемой жидкости. Допустимая глубина бурения трубами определенного размера зависит от свойств материала, из которого они изготовлены.

На рис. 1.2 приведена структурная схема буровой установки для глубокого вращательного бурения с промывкой скважины жидкостью (буровым раствором), а на рис. 1.3 показан внешний вид установки.

Буровая установка состоит из вышки или мачты, поддерживающей на весу бурильную колонну, силового привода, оборудования для вращения и подачи долота; насосного комплекса для прокачивания бурового раствора, устройств для его приготовления и очистки от выбуренной породы и восстановления качеств; комплекса оборудования для спуска и подъема колонн при смене изношенного долота; контрольно-измерительных приборов и других устройств. В комплекс буровой установки также входят основания, на которых монтируют, а иногда и перевозят оборудование, мостки, лестницы, резервуары для топлива, раствора, воды и др.

 


 

Оборудование для герметизации устья скважины включает глухие и проходные плашечные превенторы, универсальные и вращающиеся превенторы и систему их управления. Независимо от способа вращательного бурения для выполнения всех операций основная схема буровой установки и состав ее оборудования почти во всех случаях одинаковые и различаются только параметрами и конструкцией.

 

Максимальная эффективная скорость проходки скважины достигается, когда характеристики применяемого оборудования наиболее полно удовлетворяют требованиям режима бурения. Физико-механические свойства горных пород, определяющие их буримость, изменяются в широких пределах, поэтому основные агрегаты буровой установки должны обеспечивать изменение в достаточно широком диапазоне параметров режима бурения. К факторам, от которых зависит режим бурения, можно отнести соответствие типа и размеров долота условиям бурения, осевую нагрузку на него, частоту его вращения, количество и качество прокачиваемой жидкости или газа, время работы долота на забое.

Время работы долота на забое зависит от типа и конструкции долота, качества его изготовления, свойств разбуриваемых пород и режима эксплуатации долота. Средняя продолжительность пребывания долота на забое составляет: для шарошечных долот при турбинном бурении в твердых породах 1,5 - 3 ч, в мягких – 5 - 15 ч; при роторном бурении в твердых породах – 20 - 100 ч. в мягких – 80 - 250 ч; для режущих и истирающих долот при турбинном бурении – 10 - 200 ч, при роторном – 30 - 60 ч; для алмазных долот в твердых породах – 12 - 20 ч, в средних и мягких породах - до 200 ч. Все механизмы и агрегаты буровой установки должны обеспечивать бесперебойную работу в течение указанного времени. Эти данные ориентировочные: следует учитывать, что по мере улучшения режимов бурения и при применении долот новых типов время пребывания долот на забое может увеличиваться.

Для наращивания бурильной колонны процесс бурения прерывают через каждые 6, 9 или 12 м углубления скважины. Время, затрачиваемое на наращивание, составляет 3 - 10 мин в зависимости от длины и массы добавляемых труб и квалификации буровой бригады.

 

 Весь цикл работы буровой установки или рейс одного долота приведен на диаграмме (рис. 1.4). Как видно из диаграммы, рейс состоит из спуска С колонны с циклическим увеличением нагрузки на крюк Рк до наибольшей для данной глубины скважины, нескольких периодов бурения Б, наращиваний Н и подъема П колонны для смены долота Дс циклическим уменьшением нагрузки на крюк по мере извлечения каждой свечи. Скорость спуска бурильной колонны лимитируется технологиче­скими условиями и состоянием ствола скважины и составляет 1 - 2 м/с в необсаженном стволе и до 3 м/с в обсаженной части.

 

При подходе к забою скважины спуск бурильной колонны замедляют, чтобы не заклинить новое долото, так как изношенное предыдущее долото изменяет диаметр и форму скважины.

 

На некотором расстоянии от забоя долото останавливают и скважину промывают, после чего начинают вращать долото, осторожно подводят его к забою и с небольшой нагрузкой прирабатывают забой к форме нового долота. После этого нагрузку на долото плавно увеличивают, доводя до максимальной, установленной для данных условий бурения. Затем ее регулируют в зависимости от характера проходимых пород. Скорость бурения может меняться от 0,1 до 60 м/ч и более.

 

После углубления скважины на всю длину ведущей трубы бурение приостанавливают, колонну приподнимают и скважину промывают для того, чтобы поднять выбуренную породу в затрубном пространстве на высоту, исключающую возможность оседания ее на забой во время наращивания. Промывка необходима также для выравнивания плотности раствора в затрубном пространстве и внутри колонны труб.

 

После промывки скважины колонну поднимают на длину ведущей трубы, устанавливают на клиньях или элеваторе на столе ротора, отсоединяют ведущую трубу с вертлюгом от колонны и удлиняют (наращивают) ее на одну трубу (одиночку) или свечу, состоящую из двух-трех труб. Наращивание осуществляется различно. В одном случае трубу заранее укладывают на мостки, затем ведущую трубу с вертлюгом устанавливают в шурф, находящийся недалеко от ротора, и отсоединяют от крюка. Затем захватывают добавляемую трубу элеватором, висящим на крюке, поднимают трубу над ротором и свинчивают с колонной, подвешенной на столе ротора. После наращивания бурильную колонну приподнимают, освобождают от ротора, опускают на длину добавляемой трубы, вновь устанавливают на ротор, захватывают крюком стоящий в шурфе вертлюг с ведущей трубой, поднимают их и соединяют с бурильной колонной. В другом случае наращиваемую трубу устанавливают вертикально во втором шурфе, находящемся рядом с ротором, затем поднимают бурильную колонну из скважины, отвинчивают ведущую трубу от колонны и, не устанавливая ее в шурф, подводят к замку добавляемой трубы, свинчивают их и поднимают из шурфа, после чего свинчивают добавляемую трубу с колонной. Затем промывают скважину, опуская колонну до забоя, и продолжают бурение.

 

При бурении забойными двигателями иногда не применяют ведущей трубы, и в этом случае наращивание осуществляется свечами для сокращения времени на эти операции. Число наращиваний колонны в процессе каждого рейса определяется проходкой на долото и длиной добавляемой трубы, а время работы долота на забое - скоростью углубления и проходкой на долото, которые зависят от конструкции и качества изготовления долота, соответствия его типа проходимым породам, факторов режима бурения, глубины скважины, физико-механических свойств буримых пород и свойств бурового раствора, квалификации буровой бригады и др. Однако во всех случаях по мере увеличения глубины скважины показатели работы долота снижаются. После срабатывания долота поднимают бурильную колонну для его замены. Скорость движения колонны при подъеме ее на длину одной свечи зависит от мощности подъемной системы, в среднем составляет около 1 м/с и меняется в пределах 0,4 - 1,8 м/с в зависимости от массы и длины колонны.


 

 

1.3 Выбор категории, класса, вида и основных

 

параметров буровой установки

 

Естественно, что для бурения разведочных, эксплуатационных, вертикальных или наклонных скважин различной глубины на суше, с поверхности воды и в других условиях не может существовать одна категория или один класс и вид буровой установки, хотя во всех случаях установка выполняет почти одинаковые функции. В то же время не представляется возможным для каждой конструкции скважин создавать специальную установку. Поэтому буровые установки должны обладать определенной универсальностью или допускать быструю модификацию и приспособляемость к конкретным условиям бурения непосредственно на промыслах. В связи с этим первой задачей проектирования буровой установки является выбор ее категории, класса, а затем вида.

Буровые установки делятся на две категории:

1)   для бурения глубоких эксплуатационных и разведочных скважин;

 

2)   для бурения неглубоких структурных и поисковых скважин.

 

Основные характеристики установок приведены в табл. 1.1.

 

Таблица 1.1

 

Основная характеристика буровых установок различного назначения

Параметры

Установки для бурения

эксплуатационного

 

и глубокого разведочного

структурного

 

и поискового

Глубина бурения, м

1000 - 15000

25 - 3000

Мощность привода, кВт

440 - 4000

15 - 400

Максимальная допустимая

 

нагрузка на крюк, МН

1,2 - 8,0

0,01 - 0,80

Диаметр скважины, м

0,14 - 0,9

0,076 - 0,17

Диаметр бурильных труб, мм

89 - 140

43 - 89

Установки первой категории отличаются от установок второй категории большей возможной глубиной бурения скважин, большим диаметром скважины, более тяжелыми бурильными трубами. Естественно, что мощность и максимально допустимая нагрузка на эти установки значительно выше, больше и их масса.

Буровые установки первой категории (см. рис. 1.5) обычно перевозят с одной точки бурения на другую по частям (блоками) в зависимости от дорожных условий и транспортных средств. Установки второй категории выполняются мобильными, обычно все оборудование монтируется на одном шасси или нескольких самоходных или буксируемых гусеничных платформах.

Каждая категория буровой установки имеет несколько классов, которые обеспечивают наибольшую эффективность бурения скважин определенной глубины и конструкции. Поскольку каждой буровой установкой при определенной мощности ее двигателей, максимально допустимой нагрузке на крюке можно пробурить скважины различной глубины и конструкции, то для сравнительной оценки мощности и класса буровой установки.

 

 


 

 

1.4 Забойные двигатели

 

1.4.1 История развития

 

В процессе бурения скважины долото приводится во вращение либо ротором, либо забойными двигателями, расположенными непосредственно в нижней части бурильной колонны над долотом. Для этих целей применяют гидравлические и электрические двигатели.

 

Существуют гидравлические двигатели двух типов: гидравлические многоступенчатые турбины, называемые турбобурами, и гидравлические двигатели объемного действия. Электрические забойные двигатели - электробуры - состоят из маслонаполненного электрического двигателя трехфазного переменного тока, соединенного со шпинделем, на котором укреплено долото.

 

Идея использования забойного двигателя для бурения скважин родилась еще в конце прошлого века, однако впервые турбобур был применен для бурения скважин советским инженером М. А. Капелюшниковым в 1923 г. Этот турбобур был с одноступенчатой осевой турбиной, развивающий частоту вращения 2000 - 2500 об/мин. Для снижения ее до 50 - 200 об/мин турбина была соединена с планетарным редуктором, но в то время не удалось решить проблему надежности и достаточной долговечности этой конструкции и работы были прекращены.

 

Несколько позднее в США (штат Калифорния) инженером Шарпенбергом были проведены испытания высокооборотного многоступенчатого турбобура с редуктором, однако эта конструкция также успеха не имела.

 

Спустя 10 лет инженерами П. П. Шумиловым, Э. И. Тагиевым, М. Т. Гусманом и Р. А. Иоаннесяном был создан многоступенчатый турбобур сначала с шарикоподшипниковой опорой, а потом с резинометаллической. Широкое внедрение этого турбобура началось в 1946 г. Турбинное бурение получило широкое распространение в СССР. Однако высокая частота вращения вала турбобура приводит к быстрому износу шарошечных долот и небольшим проходкам на долото при сравнительно высокой скорости механического бурения.

 

В 60-х годах по ВНИИБТ инженерами М. Т. Гусманом, Ф. Д. Балденко и А. М. Колчиным были начаты работы по созданию забойного винтового объемного гидравлического двигателя, вращающего долото с частотой 50 - 200 об/мин. Первые двигатели были испытаны в 1967 - 1969 гг. В настоящее время создано несколько их конструкций, работающих достаточно надежно.

 

Первый электробур был создан в Советском Союзе в 1938 - 1940 г. инженерами Н. Г. Григоряном, А. Л. Ильским, А. А. Богдановым, Н. В. Александровым и А. П. Островским. Этим электробуром была пробурена на промысле «Азизбеков-нефть» (Баку) скважина глубиной 1468 м. В настоящее время электробуры успешно применяют для бурения наклонно направленных скважин в сложных геологических условиях.

 

 


 

1.4.2 Турбобуры

 

Турбобур представляет собой забойный гидравлический двигатель с многоступенчатой турбиной. Гидравлическая энергия потока бурового раствора приводит во вращение вал, соединенный с валом шпинделя и долотом. Для различных условий бурения отечественная промышленность выпускает турбобуры, различающиеся по диаметру, числу секций, расположению и конструкции опор и устройству турбинных аппаратов. Унифицированная секция турбобура, применяемая для одно- и многосекционных турбобуров, не имеет осевой опоры, а осевые нагрузки воспринимаются опорой, расположенный в шпиндельной секции.

 

Унифицированная турбинная секция турбобура ЗТСШ-195 (рис. 1.6) состоит из переводника 1, свинченного на конусной резьбе с корпусом 8, в котором находятся пакеты статоров гидротормоза 7 и турбины 10, сжимаемые регулировочными кольцами 11 и фиксируемые нижним переводником 12. Этот переводник снабжен ниппелем с конусной замковой резьбой, к которой присоединяется вторая секция турбобура или шпиндельная секция, а при транспортировке навинчивается колпак.

 

Вращающаяся группа деталей: регулировочное кольцо 3 втулки уплотнения 4 и распорная 5, радиальные опоры средняя и верхняя 6 и пакеты роторов гидротормоза 7 и турбины 10, закрепленные на валу секции 9 стяжной полумуфтой 2.

 

В многосекционных турбобурах валы секций соединяются с помощью конусных или шлицевых муфт на резьбах с небольшим углом конусности.

 

Турбина состоит из большого числа ступеней (до 370). Каждая ступень (рис. 1.7) состоит из статора с наружным 2 и внутренним 3 ободами, между которыми размещены лопатки 4 и ротора, обод 1 которого снабжен лопатками 5. Лопатки статора и ротора расположены под углом друг к другу, вследствие чего поток жидкости, поступающий под углом из каналов статора на лопатки ротора, меняет свое направление и давит на них. В результате этого создаются силы, стремящиеся повернуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закрепленный в корпусе статор - в другую.

 

Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки статора второй ниже расположенной ступени, на лопатки ее ротора, где вновь изменяется направление потока раствоpa. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате раствор под действием энергии давления, создаваемой буровым насосом, расположенным на поверхности, проходит все ступени турбобура. В многоступенчатой турбине раствор движется вдоль ее оси. Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный (равный по величине и противоположный по направлению), создаваемый на лопатках статора, суммируется на корпусе турбобура.

 

Реактивный момент через корпус турбобура передается соединенной с ним бурильной колонне, а активный - долоту. На создание крутящего момента перепад давления, срабатываемый в турбобуре, составляет от 3 до 7 МПа, а иногда и более. Это является большим недостатком турбобура, поглощающего значительную часть энергии, создаваемую насосом и затрачивающего ее на вращение долота, а не на очистку и эффективное разрушение забоя скважины, что практически исключает возможность применения гидромониторных долот.

 

По устройству турбин, требующих различного расхода жидкости, турбобуры подразделяются на: низколитражные, высоконапорные, имеющие максимальную мощность, большую частоту вращения и значительный вращающий момент; среднелитражные, развивающие максимальный вращающий момент, среднюю частоту вращения при высоком расходе жидкости; высоколитражные, имеющие максимальное отношение вращающего момента к частоте вращения М/п, относительно низкую частоту вращения и повышенный расход жидкости.

 

По числу секцийтурбобуры подразделяются на односекционные, в которых турбина и опорная пята расположены в одном корпусе, и многосекционные, состоящие из нескольких турбинных секций и шпинделя с осевой опорой.

 

Унифицированная шпиндельная секция (рис. 1.8) представляет собой самостоятельную сборку, которую можно использовать с одно- и многосекционным турбобуром. Шпиндельная секция выполняется в двух модификациях: на упорном подшипнике качения (рис. 1.8, а) и на резинометаллической опоре скольжения (рис. 1.8, б).

 

Все основные детали шпиндельных секций - взаимозаменяемые, что упрощает ремонт и обслуживание. Вал 3 шпинделя в нижней части имеет ниппельную часть с резьбой для присоединения переводника 9 долота. Верхний конец вала 3 снабжен конической резьбой, на которую навинчивается полумуфта 1, стягивающая регулировочные кольца 4, втулку радиальной нижней опоры 5 и внутренние кольца упорно-радиального подшипника 7 (рис. 1.8, а) или диски резинометаллической пяты 7.

 

К недостаткам забойных гидравлических двигателей относится также потребление значительно большего количества жидкости, чем требуется для работы долота. Более 50 лет тому назад П. П. Шумиловым было доказано, что оптимальный процесс бурения осуществляется тогда, когда на забой подается 2/3 мощности, развиваемой буровыми насосами, но эта мощность должна расходоваться долотом на разрушение породы. На привод долота и на гидравлические потери при транспортировке жидкости к забою должно расходоваться не более 1/3 мощности, развиваемой насосами на поверхности. Условия бурения скважин многообразны и единых рекомендаций быть не может, но совершенно ясно, что в каждом случае должно быть дано экономическое обоснование выбора того или иного оборудования для бурения.


 

1.4.3 Турбодолото

 

Турбодолото (рис. 1.9) - турбинный забойный двигатель, служащий для вращения колонковой головки для бурения скважин с отбором образцов породы (кернов). Оно представляет собой одно- или двухсекционный турбобур, с резинометаллической осевой опорой и пустотелым валом. Вал турбодолота имеет полость, внутри которой расположена колонковая труба - грунтоноска для приема выбуренного керна. В верхней части корпуса турбодолота помещена опора грунтоноски, имеющая конусное посадочное гнездо. Грунтоноска снабжена головкой с конусной поверхностью, на которую она садится. Благодаря этому при вращении вала турбодолота с бурильной головкой керноприемная труба не вращается.

 

Грунтоноска закрывает отверстие в валу, благодаря чему жидкость не проходит через него, а поступает в турбину турбодолота. Так как давление раствора в верхней части турбины больше чем в нижней, то под действием этого перепада колонковая труба прижимается к опоре, что препятствует утечке жидкости через зазор между колонковой трубой и отверстием вала. Это могло бы приводить к разрушению выбуренного керна. В остальном, конструкция турбодолота аналогична турбобуру.

 

В турбодолотах типа КТДС-4 (рис. 1.9) осевая опора расположена в нижней части. Эти турбодолота выпускают с наружным диаметром корпуса 172 и 195 мм, первый - для бурильных головок диаметром 190, а второй - для 214-мм головок.

 

Техническая характеристика колонковых турбодолот КТД-4

 

Шифр турбодолота

 

172190/48

 

195-214/60

 

Длина L±2,5, м

 

9,2

 

10,1

 

Наружный диаметр,мм

 

172

 

195

 

Длина грунтоноски, м:

 

наибольшая

 

8,58

 

9,61

 

наименьшая

 

8,43

 

9,46

 

Длина керноприемнойчасти, м

 

4,01

 

4,9

 

Диаметр керна, мм

 

48

 

60

 

Число ступеней

135

 

159

 

Частота вращения вала, об/мин

 

625

 

623

 

Вращающий момент,кНм

 

1,67

 

1,42

 

Перепад давления в турбине. МПа

 

7,9

 

6,8

 

Масса, т

 

1,133

 

1,61

 

Все турбины турбодолот имеют номинальный расход бурового раствора 0,028 м3/с при плотности ρ = 1200 кг/м3.


 

1.4.4 Турбобуры для забуривания наклонных скважин

 

Для забуривания наклонных стволов скважин турбобур с долотом должен быть поставлен в скважине под углом к вертикали. Чтобы этот угол был большим, турбобур должен быть возможно меньшей длины. Для этих целей применяют укороченные турбобуры-отклонители с числом ступеней 52 - 109. По конструкции они аналогичны унифицированным турбобурам и состоят из турбинной и шпиндельной секций с той разницей, что шпиндельная секция соединяется с турбинной переводником, имеющим перекос осей 1º30'. Это позволяет набирать кривизну ствола скважины. Вал турбины соединяется с валом шпинделя шарнирной муфтой, компенсирующей эксцентриситет. Корпус турбины через переводник соединяется с бурильной колонной.

 

1.4.5 Реактивно-турбинные агрегаты

 

Для бурения верхних интервалов скважин диаметром 0,394 - 1,02 м применяют реактивно-турбинные агрегаты, у которых два турбобура смонтированы параллельно и жестко соединены между собой.

 

Для бурения скважин в горнорудной промышленности используют реактивно-турбинные агрегаты с тремя и четырьмя турбобурами, соединенными параллельно. Такими агрегатами бурят скважины диаметром от 1,26 до 5 м.

 

На рис. 1.10 показан реактивно-турбинный агрегат для бурения скважин диаметром 1,02 м. Этот агрегат имеет: переводник 1, соединяющий его с бурильной колонной, траверсу 2, скрепляющую верхние части агрегата и подводящую жидкость к двум турбобурам, турбобуры 3, соединенные в средней части полухомутами 4, грузы 5,6 и 7, плиту 8, две разрезные втулки 9, кольца 10, нижнюю плиту 11 и стяжки 12. К валам турбобуров присоединены долота.

 

При бурении агрегат вращается бурильной колонной вокруг ее оси, а долота совершают как бы планетарное вращение вокруг осей турбобуров и оси скважины, разрушая ее забой. Нагрузка на забой создается грузами 5, 6 и 7. Разбуренная порода выносится циркулирующим потоком бурового раствора, подаваемого в скважину насосами.

 

Для бурения скважин с помощью РТБ используются обычные буровые установки.

 

 

 


 

 

1.4.6 Характеристика турбобура

 

Рабочая характеристика турбины турбобура определяется частотой вращения вала п, крутящим моментом М на его валу, развиваемой мощностью N, перепадом давления Dр и гидравлическим коэффициентом полезного действия η количеством бурового раствора Q, прокачиваемого через турбину. В процессе бурения вследствие изменения момента сопротивления на долоте и количества прокачиваемого раствора все параметры турбобура меняются.

 

Крутящий момент на валу турбины возникает в результате взаимодействия потока жидкости с лопатками статора и ротора, В расчетах принимают, что в каналах ротора и статора турбины жидкость движется цилиндрическими слоями и не влияет на другие слои в радиальном направлении. Течение жидкости в цилиндрическом слое рассматривается в теории турбин, разработанной в прошлом веке инженером Эйлером. Согласно этой теории, в проточной части турбины протекает бесчисленное число цилиндрических слоев жидкости, а в каждом слое имеется множество струек или линий тока жидкости. Скорости движения струек в каждом цилиндрическом слое различны как в радиальном, так и в окружном направлении.

 

Для упрощения расчетов принимают, что эквивалентная струйка имеет некоторую среднюю скорость, соответствующую усредненным параметрам жидкости на расчетном диаметре Dсрлопаток турбобура.

 

Осевая скорость потока czжидкости (в м/с) в любом поперечном сечении турбины вычисляется по уравнению расхода

 

сz = Q/F = Q/πDcp l,                                                                          (1.1)

 

где Q - расход жидкости, м3/с; F - площадь поперечного сечения решетки турбины, м2; l- радиальная длина лопаток, м.

 

Для обеспечения протекания жидкости через турбину с определенной скоростью надо на входе в турбину иметь напор, который расходуется как на полезную работу, так и на преодоление вредных сопротивлений.

 

В турбобурах применяются многоступенчатые аксиальные турбины с густой решеткой специфичной конструкции и в теории турбин общего назначения эти турбины не рассмотрены. В 1936 г. инженером П. П. Шумиловым впервые была рассмотрена теория этих турбин и была предложена циркулятивная теория аксиальных многоступенчатых турбин, что позволило правильно подойти к проектированию турбин для турбобуров с учетом условий их работы. На основе анализа степени циркулятивности (си) турбины была предложена методика выбора наиболее важного параметра турбобура - соотношения вращающего момента М и частоты вращения п при работе на оптимальном режиме, т. е. отношение М/п.

 

Построение специальной циркулятивной теории аксиальных турбин потребовало введения некоторых понятий и обозначений к ранее существовавшим в теории турбин. Для всех величин, относящихся к месту входа потока жидкости в каналы ротора, принимаются индексы «1», а к месту выхода - индексы «2». Абсолютные скорости потока жидкости обозначаются буквой с, относительные w и переносные (окружные) и.

 

Рассмотрим изменение скоростей потока жидкости в лопастной системе многоступенчатой осевой турбины турбобура. Абсолютная скорость потока с может быть разложена на скорости в трех направлениях: осевом сz, тангенциальном (окружном) и и радиальном. Однако так как размер лопастей турбин турбобуров мал по сравнению со средним диаметром турбины, можно пренебречь изменениями в потоке жидкости вдоль радиуса и рассмотреть планы скоростей по двум осям: на направлении переносной скорости и на цилиндрической поверхности со средним диаметром Dср и в осевом направлении сz. На рис. 1.11 показаны планы скоростей в осевой решетке лопастей турбины. Окружная скорость на среднем диаметре Dср лопаток u = πDсрn.

 

Конструктивные углы наклона профиля лопаток на выходе статора обозначим α1, на входе α2, на входе ротора β1 и на выходе β2. В турбинах турбобуров применяют густые решетки и угол наклона α1 абсолютной скорости с1, приблизительно равен углу наклона лопастей статора.

 

Направление относительной скорости w1, зависит от соотношения скоростей u1 и c1 Построим треугольник скоростей в координатах u2 и c1 в точке истечения из ротора на входе в статор нижележащей ступени (координаты u2 = u1 и cz2 = cz1). Относительная скорость истечения жидкости с лопатки ротора направлена под углом β2 между направлением кромки профиля лопатки ротора и вектором окружной скорости. На рис. 1.11, бпоказано совмещение этих двух треугольников скоростей, по которым можно судить об изменении циркуляции потока.

 

При движении поток жидкости направляется в каналы статора, неся с собой определенный запас энергии, представленный в виде давления. По всей высоте канала статора происходит трансформация давления в скоростной напор. При этом весь поток к концу канала статора вследствие поворота лопаток ротора начинает вращаться вокруг оси турбины. Статор вырабатывает в потоке к моменту его истечения винтовой вихрь, осью которого является ось турбины, а напряжение вихря потока зависит от скорости циркуляции его вокруг этой оси.


 

clip_image023Скорость циркуляции потока, созданная в статоре

 

clip_image025                                                                                   (1.2)

 

clip_image026Скорость циркуляции потока в роторе

 

clip_image027                                                                                (1.3)

 

где проекции скоростей потока c1u = c1cosα1; c2u = c2cosα2; абсолютные скорости с1 = cz/sinα1, c2 = cz = cz/sinα2.

Вращающийся ротор турбины, принимая винтовой вихрь, снижает величину его напряжения, создавая некоторый вращающийся момент. Лопатки статора, закручивая поток вокруг оси турбины, воспринимают направленный в противоположную сторону реактивный момент и передают его на неподвижный корпус турбобура. В многоступенчатой аксиальной турбине напряжение вихря потока, отработанного в ступене ротора, равно напряжению вихря потока на входе в статор следующей расположенной ниже ступени и т. д.

 

Эффективная мощность турбины пропорциональна суммарному возбужденному в ступенях ротора крутящему моменту, умноженному на угловую скорость вращения ротора. Таким образом, чем больше амплитуда изменения давления потока в ступенях статора и ротора, тем больше создаваемый на роторе рабочий момент и тем ниже можно получить угловую скорость вращения вала турбины при одной и той же ее мощности.

 

При небольшом отношении радиальной ширины каналов турбины к среднему радиусу rср можно считать, что средний момент скорости по сечению равен среднему моменту скорости по окружности радиусом rср. Тогда из уравнений теории турбин Эйлера получим приближенный момент, развиваемый одной ступенью турбины (в Н·м)

 

clip_image028                                                                      (1.4)

 

где ρ - плотность жидкости, кг/м3; Q - расход жидкости, м3/с; rср- средний радиус ступени, м.

 

Мощность турбины (в Вт)

 

clip_image029                                                                                             (1.5)

 

где ω = πn/30 - угловая скорость ротора турбины, с-1; п -  частота вращения ротора, об/мин.

 

Мощность, развиваемая одной ступенью турбобура,

 

clip_image031

 

где Dрст- эффективный используемый перепад давления на ступени турбины, МПа,

 

clip_image032

Для турбобуров с числом ступеней k мощность и вращающий момент будут в kраз больше

 

Для тихоходных турбин турбобуров с большим вращающимся моментом требуется создание значительной амплитуды колебания циркуляции, а, следовательно, большой разности проекций скоростей потока

 

с1u—с2u.

 

Для оценки этих качеств турбобуров введены понятия:


 

clip_image023коэффициент циркулятивности турбин

 

clip_image034                                                                               (1.6)

 

(и- окружная скорость потока);

 

clip_image023коэффициент расхода ступени

 

clip_image035                                                                                           (1.7)

 

(cz- осевая скорость потока).

 

С увеличением разности проекций скоростей потока возрастает вращающий момент, развиваемый каждой ступенью; с уменьшением окружных скоростей снижается частота вращения.

 

Высокий коэффициент циркулятивности сиимеют тихоходные турбины с большим вращающим моментом. Быстроходные турбины имеют низкий коэффициент циркулятивности и небольшой вращающий момент. В современных турбобурах применяют высокоциркулятивные турбины с небольшим расходом, но при высоком напоре.

 

В реальных условиях поток жидкости в каналах турбин турбобуров неодинаков и неоднороден. При работе турбобура скорость и давление жидкости в любой точке потока изменяются без определенной закономерности, что вызвано неравномерностью нагрузки на валу при бурении и колебаниями подачи насосов. Форма же лопаток статора и ротора турбины постоянна и она должна быть такой, чтобы обеспечивать достаточно высокий к.п.д. при различных режимах работы.

 

При изменении скоростей потока у входа в каналы ротора и выхода из него изменяются стороны треугольников скоростей. В зависимости от конструкции турбины все стороны треугольника скоростей, т. е. векторов абсолютных, относительных и окружных скоростей могут изменяться либо пропорционально, либо непропорционально. В последнем случае нет подобия между геометрическими и динамическими треугольниками скоростей. Турбина будет работать в режиме с низким к. п. д. вследствие ударного течения вихревого потока жидкости. Наиболее благоприятен безударный режим без интенсивного вихреобразования на лопатках.

 

При замедлении вращения происходит вихреобразование с тыльной стороны профиля (зона S на рис. 1.11), а при увеличении скорости и вихреобразование происходит на лицевой стороне лопатки (зона S'). Наиболее благоприятные условия для уменьшения гидравлических потерь обеспечиваются при плавном и безотрывном обтекании лопатки потоком с обеих сторон.


 

Характеристика турбин при постоянном расходе жидкости показана на рис. 1.12 кривыми зависимости момента М, перепада давления Dр, мощности N и к. п. д. η от частоты вращения п при постоянном значении расхода жидкости Q с определенными свойствами (плотность ρ и вязкость μ). Для построения кривых используются формулы (1.4) - (1.6). По этим формулам могут быть определены характеристики каждой ступени, а характеристики всего турбобура пропорциональны числу ступеней k.

 

Гидравлический к.п.д. пропорционален мощности

 

clip_image037                                                                                     (1.8)

 

Режим работы турбобура при максимальном к.п.д. ηmахназывается оптимальным. Наиболее устойчивая и эффективная работа турбобура при экстремальном режиме, т.е. наибольшей мощности. В многоступенчатых турбинах экстремальный и оптимальный режимы почти совпадают. Гидравлический к.п.д. турбины определяется потерей мощности при прохождении жидкости в каналах турбины. Эти потери зависят от шероховатости поверхности лопаток, их формы, утечек в зазорах между дисками турбины.

 

Характеристики турбин различных конструкций неодинаковы, поэтому существует много модификаций и конструкций турбобуров. Для снижения частоты вращения и перепада давления

 

Перед соединением секций турбобура на буровой их проверяют. Элементы турбобура с видимыми дефектами и повреждениями к сборке не допускаются.

 

Поступивший из турбинного цеха турбобур допускается к эксплуатации при следующих условиях:

 

·        осевой люфт 2 мм для турбобуров с резинометаллической осевой опорой и не более 0,4 мм с шаровой осевой опорой;

 

·        величина подъема вала в верхних секциях находится в соответствии с указанной в инструкции;

 

·        перепад давления в турбобуре соответствует паспортному;

 

·        все резьбовые соединения герметичны при прокачке раствора, расход которого соответствует паспортному.

 

Перед спуском в скважину вал турбобура проверяют на легкость вращения, проворота его ключом при моменте не более 200 Н·м. Целесообразно перед спуском турбобур опробовать над столом ротора. Запускаться он должен при давлении 1 - 1,5 МПа. Перепад давления необходимо фиксировать в его паспорте и буровом журнале. При опробовании турбобур должен работать без рывков и плавно останавливаться при прекращении подачи раствора.

 

В процессе работы необходимо следить за изменением люфта вала. В процессе бурения турбобур может остановиться вследствие перегрузки, снижения подачи насосов или неисправности. В первых двух случаях необходимо попытаться турбобур запустить, разгрузив опору, приподняв его над забоем, и довести подачу до установленной паспортом. Если запустить не удалось, турбобур поднимают на поверхность и устраняют неисправность или направляют на ремонт.

 

Отработанный турбобур укладывают на мостки и на корпусе делают пометку «на ремонт». К нему прикладывают заполненный паспорт, в котором указывают номер буровой, даты начала и конца его работы, время работы в часах, интервал бурения, параметры бурового раствора и причины отказа.


 

1.5 Винтовые гидравлические двигатели

 

1.5.1 Принцип действия и устройство

 

Винтовой двигатель представляет собой забойный агрегат (рис. 1.13) с гидравлическим объемным двигателем, приводимый в действие потоком бурового раствора, который закачивается в бурильную колонну с поверхности насосами.

 

Винтовой двигатель состоит из статора и эксцентрично расположенного винтового ротора, представляющего собой как бы зубчатую пару с внутренним зацеплением с винтовыми зубьями. Число зубьев статора на один больше зубьев ротора, что позволяет ему совершать планетарное движение, как бы обкатываясь по зубьям статора: ось ротора при этом движется по окружности диаметром, равным двойному эксцентриситету е. Для соединения ротора с валом шпинделя, соосно расположенного с корпусом, служит шаровая двухшарнирная муфта, компенсирующая эксцентриситет.

 

Шпиндель винтового двигателя сходен по конструкции со шпинделем турбобура. Он укреплен на радиальных резинометаллических подшипниках и снабжен шаровой пятой для восприятия осевой нагрузки. Вал шпинделя - пустотелый, в верхней части снабжен каналами для прохода жидкости к долоту, присоединяемому через переводник к нижней части вала двигателя. Корпус последнего через переводник прикрепляется к нижней части бурильной колонны.

 

По принципу действия винтовые двигатели относятся к объемным роторным машинам. Основными элементами рабочих органов таких машин являются: статор - корпус с полостями, примыкающими по концам и камерам высокого и низкого давления; ведущий ротор - винт, вращающий момент которого передается валу шпинделя;

 

Винтовые поверхности статора и ротора делят рабочий объем двигателя на ряд полостей. Полости, связанные с областями высокого и низкого давления, называются камерами, а замкнутые полости - шлюзами. В поперечном сечении имеются камеры, разделенные между собой контактной линией. Каждая камера по мере вращения периодически связывается с полостями высокого и низкого давления и в каждый заданный момент времени становится шлюзом. Теоретически на длине одного шага происходит разобщение полостей, находящихся выше и ниже рабочих органов.

 

Поверхности винтовых зубьев ротора и статора, взаимно пересекаясь, отсекают область высокого давления жидкости от области низкого давления и препятствуют ее свободному перетоку. Под действием перепада давления жидкости на ведущем винте образуется вращающий момент, передаваемый на вал шпинделя. Чем больше перепад давления на двигателе, тем больше вращающий момент. По принципу действия винтовой двигатель можно сравнить с поршневым гидравлическим двигателем, снабженным поршнем, который перемещается вдоль оси ротора по винтовой линии. Роль поршня выполняют отсекающие поверхности винтового ротора.

 

Винтовые двигатели и насосы имеют ряд преимуществ, что позволило использовать их как гидравлические забойные двигатели:

 

·          отсутствие клапанных и золотниковых распределителей потока жидкости;

 

·        отсутствие относительного перемещения трущихся деталей пары

 

      ротор - статор;

 

·        непрерывное изменение положения линии контакта рабочих органов при вращении ротора позволяет потоку бурового раствора удалять абразивные частицы из камер и шлюзов.


 

Условия создания шлюзов в паре ротор - статор объемных винтовых двигателей следующие:

 

число зубьев или заходов статора z1 должно быть на единицу больше зубьев ротора z2

 

отношение шага зубьев статора Тк шагу зубьев ротора должно быть пропорционально отношению их числа, т. е.

 

clip_image043                                                                                          (1.9)

 

Отношение чисел зубьев статора и ротора называется передаточным числом

 

clip_image045                                                                                             (1.10)

 

Теоретически винтовой двигатель может иметь любое передаточное число.


 

1.5.2 Основные параметры винтовых двигателей

 

Винтовые двигатели имеют разные передаточные числа, зависящие от соотношения числа зубьев ротора и статора. Двигатели, имеющие

 

u= 1:2, развивают максимальные частоты вращения и минимальные вращающие моменты. Их применяют, когда требуется высокая частота вращения.

 

По мере увеличения числа заходов ротора (т. е. передаточного отношения) уменьшается частота вращения и увеличивается вращающий момент. Это объясняется тем, что многозаходный роторный механизм, каким является винтовой двигатель, в отличие от других механизмов представляет собой соединение гидравлического двигателя и понижающего планетарного редуктора, причем передаточное число редуктора пропорционально заходности ротора.

 

Многозаходные рабочие органы имеют большую протяженность контактных линий по сравнению с рабочими органами, имеющими отношение u=1:2. Это предопределяет снижение механического и общего к. п. д. винтовых двигателей с многозаходными рабочими органами. В то же время двигатели с многозаходными рабочими органами обладают большой нагрузочной способностью и более жесткой характеристикой, что обусловило выбор для забойного винтобура Д2-172М передаточного числа

 

и= 9: 10.


 

Вращающий момент - основная характеристика винтового двигателя. При анализе его рабочего процесса рассматривается действие перепада давления жидкости в камерах пары ротор - статор, так как на этой длине происходит разобщение камер с полостями высокого и низкого давления, расположенных выше и ниже рабочих органов. В каждом поперечном сечении на длине шага ротора возникает неуравновешенная гидравлическая сила R1, действующая на центр вращения ротора (рис. 1.14).

 

В двигателях с многозаходным ротором площадка, на которую действует гидравлическая сила, непостоянна по длине шага. Если провести второе сечение на некотором расстоянии от рассматриваемого, то возникает гидравлическая сила на единице длины рабочего органа. Вращающий момент (в Н·м) на длине шага ротора

 

Mt=pDtez1/2,                                                                                     (1.11)

 

где р - перепад давления, Па; D - расчетный диаметр ротора, м; t- шаг зубьев ротора, м; е - эксцентриситет, м; z1- число зубьев статора.

 

Поперечная удельная сила (в Н/м) на длине половины шага ротора

 

clip_image049                                                                                     (1.12)

 

Вращающий момент винтовых двигателей

 

clip_image051                                                                                     (1.13)

 

где М0- удельный момент винтового двигателя

 

clip_image053                                                                              (1.14)

(се - безразмерный параметр, являющийся отношением эксцентриситета е к радиусу зуба зацепления r).

 

Удельный момент зависит от числа заходов ротора и безразмерного параметра се. По физическому смыслу он представляет собой момент винтового механизма с единичными размерами (D, е и t) и единичным перепадом давления. Удельный момент минимален для однозаходных механизмов и возрастает с увеличением числа заходов.

 

Частота вращения вала винтовых двигателей объемного действия

 

clip_image055                                                                                                         (1.15)

 

где Q - расход жидкости, подаваемой в двигатель, м3/с; V0 - объем камеры рабочего органа двигателя, м3

 

clip_image057                                                                                      (1.16)

 

Здесь Fш - площадь поперечного сечения шлюза, м2; Т - шаг винтовой поверхности статора, м; z2- число зубьев ротора.

 

В винтовых двигателях с гипоциклоидальным центроидным зацеплением площадь сечения шлюза

 

clip_image059                                                                   (1.17)

 

Кроме того, поскольку передаточное число определяет скорости переносного ωпер и относительного ωотдвижений, можно записать

 

clip_image061                                                                                  (1.18)

 

После подстановок и соответствующих преобразований получим выражение для расчета частоты вращения выходного вала винтового двигателя:

 

clip_image063                                                                                       (1.19)

 

где no- удельная частота вращения выходного вала безразмерный параметр, определяемый заходностью рабочего органа двигателя и коэффициентом се.

 

clip_image065                                                                   (1.20)

 

По физическому смыслу величина noпредставляет собой частоту вращения винтового механизма с единичными геометрическими размерами и единичным расходом жидкости. Винтовые двигатели с однозаходным ротором являются высокоскоростными, поэтому более рациональны многозаходные винтовые механизмы. В частности, для получения частоты вращения выходного вала двигателя в пределах 100 - 200 об/мин число заходов ротора должно быть не менее восьми. В двигателях Д1-195 и

 

Д2-172м выбрано число заходов ротора, равное девяти.


 

1.5.3 Характеристика забойного винтового двигателя

 

Энергетические параметры винтового гидравлического двигателя определяются его передаточным числом, перепадом давления и расходом рабочей жидкости. При постоянном расходе Q двигатель характеризуется изменением вращающего момента М от перепада давления Dр, частоты вращения п вала шпинделя, мощности N и к.п.д. η.

На рис. 1.15 приведена рабочая характеристика винтового забойного двигателя Д2-172м.

Наибольшая частота вращения соответствует режиму холостого хода, а максимальный вращающий момент - режиму торможения при n = 0. Двигатель запускается при перепаде давления Dр= 1÷2 МПа. Это давление расходуется на механические и гидравлические потери. При увеличении момента торможения перепад давления возрастает, одновременно повышаются мощность и к. п. д.

 

Режим максимальной мощности называется эффективным, а наивысшего к. п. д. - оптимальным. Обычно в этих двигателях они не совпадают. Зона устойчивой работы двигателя находится между этими режимами. В рабочем режиме гидромеханический к. п. д. составляет 0,4 - 0,5, объемный - 0,8 - 0,9, а общий достигает 0,5 - 0,55. При достижении предельного момента торможения вал двигателя останавливается, а величина давления определяется герметичностью пары ротор - статор. При нарушении герметичности раствор протекает через двигатель.

В рабочей области от режима холостого хода до оптимального частота вращения п прямо пропорциональна расходу Q, поэтому при изменении расхода Q1 на Q2частота вращения

n2 = nIQ2/Ql.                                                                                                                       (1.21)

С увеличением расхода раствора диапазон устойчивой работы двигателя расширяется. В винтовых двигателях частота вращения существенно зависит от величины вращающего момента. В этих двигателях по мере их износа характеристики ухудшаются. Это объясняется повышением утечек жидкости через зазоры по мере их увеличения при износе. Износ ротора и статора по выступам и профилю зубьев приводит к нарушению герметичности рабочей пары, увеличению объемных потерь и снижению нагрузочной характеристики. Износ рабочей пары определяет межремонтный срок службы двигателя, составляющий 50 - 200 ч в зависимости от качества двигателя и свойств бурового раствора.

 

Техническая характеристика винтовых двигателей

 

Типоразмер

Д1-195

Д2-172М

Д-127

Д-85

Д1-54

Частота вращения, об/мин

100—130

115—220

200—250

225—290

180—480

Вращающий

момент, кН·м

5,0—6,1

2,9—4,1

1,0—1,2

0,27—0,34

0,06—1,08

Мощность, кВт

50—80

33—92

20—30

6—10

1,3—3,1

Расход жидкости, м3

30—40

23—36

12—15

5,7

1,0—2,5

Перепад давления, МПа

5—6

4,5—6

3,5—4,5

2,7—3,0

3,8-4,2

Наружный диаметр, мм

195

172

127

88

5,4

Длина, м

6,23

6,90

4,40

3,19

2,0

Масса, кг

1090

880

305

105

25

 


 

1.6 Электробуры

1.6.1 Назначение и схема

Электробур служит для привода во вращение долота. Он представляет собой забойный агрегат с электрическим двигателем трехфазного переменного тока. Электроэнергия к нему передается с поверхности по кабелю, расположенному внутри колонны бурильных труб. Оборудование на установке при бурении электробуром применяется в основном такое же, как и при бурении роторным или турбинным способом. Электробурами бурят скважины глубиной до 5000 м.

Несколько отличной является схема электроснабжения электробуровой установки. Силовой трансформатор мощностью 630 кН·А с номинальным током 155 А имеет две вторичных обмотки. Одна из них служит для питания электробура и имеет 25 ступеней регулирования напряжения в пределах 1100 - 2300 В. Другая вторичная обмотка напряжением 525 В предназначена для питания электродвигателей привода лебедки и ротора.

На установке применяется дополнительно комплектное устройство для включения и защиты электробура, измерения электрических параметров и сигнализации о состоянии электробура. Это устройство состоит из станции управления, навесных шкафов, вольтметра и трех амперметров, блока измерения сопротивления изоляции системы токопровод - электробур и кнопки для включения и выключения электробура.

На рис. 1.16, а показана компоновка бурильной колонны с электробуром, состоящая из асинхронного трехфазного электродвигателя 8 переменного тока с короткозамкнутым ротором, редуктора-вставки 9 для снижения частоты вращения, шпинделя 10 для восприятия осевых нагрузок, к которому присоединяется долото 11. Двигатель электробура соединен с устройством для контроля его изоляции (УКИ) 7.

В бурильную колонну также входят УБТ 6 и бурильные трубы 5, обратный клапан 4, ведущая труба 3, внутри которых расположен кабель, подводящий электроэнергию к электробуру. Ток к электровертлюгу 2 поступает от силового трансформатора. Бурильная колонна соединена с обычным вертлюгом 1, подвешенным на крюке к талевой системе буровой установки.

На рис. 1.16, б показана схема подвода тока к электробуру по системе два провода - труба (ДПТ), третий провод электродвигателя соединен через УКИ с колонной труб.

Давление на долото для разрушения породы так же, как и при роторном бурении, создается нижней частью бурильной колонны, которая воспринимает реактивный момент. Разбуренная порода выносится на поверхность буровым раствором по кольцевому пространству между стенками скважины и бурильной колонной. Буровой раствор, нагнетаемый насосами через вертлюг внутрь колонны бурильных труб с кабелем, подводится к электродвигателю и по его пустотелому валу через отверстия в валах редукторной вставки и шпинделя поступает к долоту. Двигатель, редуктор и подшипники шпинделя наполнены маслом и имеют систему защиты от проникновения внутрь бурового раствора.

Преимуществами электрического двигателя по сравнению с гидравлическим являются: независимость частоты вращения от нагрузки на долото, момента и других параметров от количества подаваемой жидкости, ее плотности и физических свойств и глубины скважины; постоянство частоты вращения, большая перегрузочная способность электродвигателя; возможность контроля кривизны, отклонения ствола скважины и процесса работы с поверхности земли. К недостаткам электродвигателя относятся необходимость одновременной подачи к забою двух видов энергии - электрической и гидравлической и сложность конструкции.


 

Электробур (рис. 1.17) представляет собой цилиндрический значительной длины герметичный маслонаполненный трехфазный асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором 11 из нескольких секций. Корпус статора 4 электродвигателя представляет собой трубу с соединительными резьбами на концах, в которую запрессованы пакеты магнитной стали 8, чередующиеся с пакетами немагнитной стали 9. Последние служат для уменьшения электрических потерь в статоре в местах установки подшипников 10 вала 7 ротора. В пакетах ротора имеются пазы, в которых заложена обмотка 6. Концы ее соединены с кабелем 12, имеющим контактный стержень 1, который расположен в верхнем переводнике 2 электробура.

На пустотелом валу 7 насажены пакеты ротора 11, собранные из шихтованной листовой немагнитной стали с алюминиевой обмоткой типа «беличье колесо». Каждый пакет представляет собой небольшой короткозамкнутый ротор. Между пакетами устанавливается радиальный шарикоподшипник 10. Таким образом, двигатель электробура представляет собой как бы несколько (10 - 12) последовательно соединенных на одном валу короткозамкнутых двигателей.

Осевая нагрузка от веса ротора воспринимается нижним подшипником 13. Герметизация двигателя осуществляется сальниковыми уплотнениями, установленными в нижней 14 и верхней 5 его частях, и уплотнением соединений корпусов. Чтобы устранить проникновение в двигатель через сальник бурового раствора, давление масла внутри двигателя немного выше (на 0,2 - 0,3 МПа) давления бурового раствора, протекающего через электробур.

Для этого в верхнем корпусе электробура устанавливают лубрикаторы 3, состоящие из диафрагмы, заполненной маслом, на которую давит поршень. Давление на поршень осуществляется пружиной, а на диафрагму - жидкостью. Пружина создает только избыточное давление. Лубрикатор находится в полости, заполненной буровым раствором. Лубрикаторы позволяют иметь запас масла и компенсировать его утечку при эксплуатации, а также регулируют объем масла внутри электродвигателя при изменении температуры, что исключает опасность значительного повышения давления и разрушения сальников.

К нижней части корпуса двигателя присоединяется шпиндельное устройство, в котором на мощных радиальных 16 и 20 и 13 подшипниках смонтирован полый вал шпинделя 22 с присоединенным переводником. Валы двигателя и шпинделя соединены зубчатой муфтой 15. Буровой раствор из вала двигателя по каналу в валу шпинделя 22 поступает на забой. Выходной нижний конец вала шпинделя уплотнен сальником 21.

Шпиндель смонтирован в заполненном маслом цилиндрическом корпусе 18, который на резьбе соединен с корпусом электродвигателя. Нижняя часть шпинделя имеет резьбу для присоединения переводника. Радиальные нагрузки воспринимаются подшипниками 16 и 20, а осевые - многорядной пятой 17, состоящей из упорных подшипников качения.

Внутренняя полость шпинделя заполнена более густым, чем в двигателе, маслом и имеет свой кольцевой лубрикатор 19, расположенный в нижней части шпинделя. Лубрикатор служит для поддержания повышенного давления масла внутри шпинделя и тем самым защищает подшипники шпинделя от попадания в них бурового раствора. Незначительные утечки масла восполняются из лубрикатора.

Для предохранения от проникновения бурового раствора внутрь шпинделя и двигателя, заполненных маслом, все соединения корпусов электробура уплотнены резиновыми кольцами круглого сечения, расположенными в специальных канавках у стыков, соединяемых корпусов. Для предупреждения попадания бурового раствора, проходящего через полые валы двигателя и шпинделя, внутрь электробура применяется шарнирное уплотнение, а в нижней части двигателя установлен торцовый сальник, отделяющий масло двигателя от масла шпинделя. Для уменьшения частот вращения вала шпинделя в некоторых конструкциях электробуров между двигателем и шпинделем устанавливают планетарный редуктор-вставку.

 


 

Редуктор-вставка (рис. 1.18) представляет собой механизм, размещенный в цилиндрическом корпусе 6, состоящий из планетарного цилиндрического зубчатого редуктора, находящегося в верхней части, масляного лубрикатора 3, размещенного ниже редуктора и служащего для компенсации утечек смазки, сальниковых устройств 2 и 7 в верхней и нижней частях.

Верхняя часть корпуса редуктора имеет муфтовую коническую резьбу для соединения с корпусом электродвигателя, а нижняя часть - ниппельную резьбу, которой присоединяется к шпинделю. Такая конструкция, при необходимости снизить частоту вращения, позволяет применять два последовательно соединенных редуктора-вставки. При свинчивании корпуса редуктора с корпусами двигателя и шпинделя их валы автоматически соединяются с валами редуктора зубчатыми муфтами 1 и 9.

Планетарный редуктор имеет ведущий вал 4, на конце которого находится шестерня, вращающая три сателлитных цилиндрических шестерни. Последние закреплены на игольчатых подшипниках в водиле 5 ведомого вала 8 редуктора. Сателлиты, обкатываясь по солнечному зубчатому колесу с внутренним зацеплением, снижают частоту вращения водила. Валы смонтированы на подшипниках качения. Ведущий вал 4, водило 5 и ведомый вал 8 смонтированы на подшипниках качения в корпусе - трубе.

В нижней части редукторная вставка имеет сальник 7, разделяющий масляные ванны редуктора и шпинделя. Двойные масляные ванны сделаны с целью защиты двигателя от проникновения внутрь его влаги из раствора.

бур ставят на роторный стол и замеряют смещение вала относительно корпуса шпинделя. Смещение не должно превышать 1,5 мм.

При подготовке электробуров к бурению проверяют степень заполнения их лубрикаторов маслом и сопротивление изоляции обмотки. Контактный стержень смазывают касторовым маслом, а электробур опускают в скважину, после чего свинчивают свечи и спускают колонну. После спуска каждой свечи проверяют сопротивление ее изоляции системой, установленной на посту бурильщика. Если колонна собирается первый раз, необходимо проверить направление вращения вала. Проверку надо проводить над устьем скважины визуально, наблюдая за вращением вала шпинделя. Вращение должно быть по часовой стрелке, если смотреть сверху.

Допускается проверка направления вращения вала электробура, опущенного в устье скважины, по направлению действия реактивного момента. Запрещается проверять направление вращения вала электробура с незакрепленным переводником и долотом над устьем скважины. После наращивания очередной трубы при включении электробура следует также убедиться в правильности направления его вращения. При этом о направлении вращения судят по действию реактивного момента.

При значительной глубине скважины, когда действие реактивного момента на ведущую трубу уже не передается, следует проверять кабельные секции всех бурильных труб, подготовленных к наращиванию на правильность распределения фаз.

По мере роста глубины скважины увеличивается длина токоподвода и уменьшается напряжение на вводном стержне электробура. Для поддержания номинального напряжения на двигателе в зависимости от длины кабеля и режимов его работы используют ступени трансформатора на вторичных обмотках, которые периодически переключают. Если на трансформаторе установить такое напряжение, чтобы при номинальной нагрузке двигателя на его зажимах оно было номинальным, то во время холостого вращения напряжение на двигателе будет выше номинального, соответственно будет больше и сила тока. По мере повышения нагрузки двигателя напряжение на его зажимах снижается, падает реактивная и возрастает активная составляющие тока. При спуске электробура потери напряжения в токоподводе возрастают в соответствии с кратностью пускового тока. В свою очередь кратность пускового тока и, следовательно, пускового момента двигателя определяется напряжением на его зажимах. Фактическая кратность пускового момента будет ниже расчетной. Опыт эксплуатации электробуров подтверждает, что если установить напряжение трансформатора по номинальной нагрузке двигателя, то его пусковой момент обычно достаточен для вращения долота вхолостую.

После окончания работы электробур извлекают на поверхность, измеряют сопротивление изоляции, заполняют лубрикаторы смазкой и осматривают его. Затем электробур вновь спускают в скважину. Ремонтируют электробуры в специально оборудованных мастерских.

 

 

 

 


2 БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА

2.1 Назначение, состав и основные требования

Бурильная колонна предназначена для выполнения следующих основных функций:

 

-   передачи вращения от ротора породоразрушающему инструменту;

-   передачи неподвижному столу ротора реактивного крутящего момента, возникающего при бурении скважины забойными двигателями;

-   создания на долото осевой нагрузки;

-   подвода промывочной жидкости для очистки забоя скважины от выбуренной породы, а также для привода забойных гидравлических двигателей;

-   подъема кернового материала и спуска аппаратуры для исследований в стволе скважины;

-   проработки и расширения ствола скважины, испытания пластов, ликвидации аварий в скважине.

Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб и утяжеленных бурильных труб, соединяемых бурильными замками, муфтами и переводниками. Ведущая труба соединяется с вертлюгом и посредством зажимов взаимодействует с ротором буровой установки. Утяжеленные бурильные трубы устанавливают в нижней части колонны, и они служат для создания осевой нагрузки на долото. При бурении в осложненных условиях, кроме утяжеленных труб, в нижней части колонны устанавливают калибраторы, центраторы, стабилизаторы и другие устройства, предупреждающие искривление скважины. Между ведущей и утяжеленными трубами находятся бурильные трубы, составляющие большую часть бурильной колонны. Для сокращения операций свинчивания и развинчивания, вызывающих износ резьбовых соединений, бурильная колонна делится на свечи, состоящие из нескольких труб. Длина свечи ограничивается ее продольной устойчивостью при осевом сжатии под действием собственного веса и высотой вышки.

Компоновку бурильной колонны выбирают исходя из конструкции скважины, способа бурения и горно-геологических условий. Для предотвращения поломок бурильные колонны должны обладать регламентированными запасами статической прочности и сопротивления усталости. При выборе конструкции колонны необходимо стремиться к оптимальному сочетанию ее прочности и массы. Уменьшение массы бурильной колонны за счет применения высокопрочных, а также легкосплавных бурильных труб способствует благоприятному нагружению подъемной части буровой установки. Жесткость бурильной колонны должна быть достаточной для предотвращения ее продольного изгиба под действием осевого сжатия, вращения и крутящего момента.

Уменьшение диаметра бурильной колонны и резкие переходы в ее проходном канале приводят к увеличению гидравлических сопротивлений и, следовательно, давления буровых насосов. В результате этого возрастает износ поршней, втулок, клапанов и других деталей буровых насосов, контактирующих с промывочным раствором. Таким образом, масса и диаметр бурильной колонны должны удовлетворять требованиям, определяющим наиболее благоприятный режим эксплуатации подъемного механизма и буровых насосов. Производство высокопрочных и легких бурильных труб — важная предпосылка повышения эффективности бурения и технико-экономических показателей буровых установок.


 

2.1.1 Резьбовые соединения труб

 

Трубы, муфты, переводники и другие элементы бурильной колонны соединяются коническими резьбами, которые по сравнению с цилиндрическими резьбами обладают важными для условий бурения преимуществами. Натяг, создаваемый при свинчивании конической резьбы, обеспечивает надежную герметизацию стыкуемых элементов бурильной колонны. В отличие от цилиндрической резьбы число оборотов, необходимое для свинчивания и развинчивания конической резьбы, не зависит от числа ниток, находящихся в сопряжении, и составляет

 

clip_image075

 

где h- рабочая высота профиля резьбы; D - диаметральный натяг свинченного соединения; K - конусность резьбы; Р- шаг резьбы.

 

Из формулы следует, что число оборотов, необходимое для свинчивания, уменьшается при увеличении шага и конусности резьбы. Поэтому бурильные замки и другие, часто свинчиваемые и развинчиваемые детали, имеют более крупную коническую резьбу. При свинчивании ниппель бурильного замка входит в муфту на достаточную глубину и благодаря этому обеспечивается самоцентрирование подвешенной к талевому механизму бурильной свечи относительно колонны труб, удерживаемой на столе ротора. Следует учитывать, что с увеличением шага и конусности уменьшается число ниток, находящихся в зацеплении. Увеличение глубины и шага резьбы повышает ее износостойкость и сопротивляемость смятию, но приводит к нежелательному уменьшению площади сечения под резьбой.

 

Коническая резьба по сравнению с цилиндрической того же диаметра обеспечивает более высокую прочность соединения на растяжение за счет большей площади опасных сечений, совпадающих с последними нитками резьбы. Для перенарезки конической резьбы достаточно отрезать 15 - 30 мм от торца резьбы.

 

Конические резьбы имеют различные профили. В трубах нефтяного сортамента наиболее распространены конические резьбы треугольного профиля с углом при вершине 60°, сопряжением по боковым сторонам профиля и зазорами по наружному и внутреннему диаметрам резьбы (рис. 2.1, а). Расширяется область применения конических резьб с трапецеидальным или упорным профилем, с сопряжением по внутреннему и наружному диаметрам резьбы и зазорами по одной из боковых сторон профиля (рис. 2.1, б). В трапецеидальной резьбе крупный шаг Р совмещается с небольшой глубиной h1резьбы.


 

Расчетные диаметральные размеры конических резьб задаются в основной плоскости. Основной плоскостью называют перпендикулярное к оси резьбы расчетное сечение, расположенное на заданном расстоянии от базы конуса. За базу резьбового конуса на трубах обычно принимается конец сбега резьбы (последняя риска на трубе), а у замковых резьб - упорный уступ ниппельной части и упорный торец муфтовой части. В основной плоскости размеры конической резьбы совпадают с размерами цилиндрической того же номинального диаметра. Конусность К определяется как разность одноименных диаметров (d1 иd2) в двух сечениях, перпендикулярных к оси, отнесенная к расстоянию lмежду этими сечениями:

 

K = (d1-d2)/l

Угол между образующей конуса и осью резьбы называют углом уклона. Угол уклона φ и конусность связаны между собой зависимостью

 

K = 2tgφ.

 

Шаг резьбы измеряется параллельно оси резьбы трубы и муфты. Биссектриса угла профиля резьбы должна быть перпендикулярна к оси резьбы трубы и муфты.

 

Основные параметры профиля трубной резьбы по ГОСТ 631 - 75 приведены ниже.

 

Число ниток на длине 25,4 мм …………..……….….8

 

Шаг резьбы Р, мм ……………………………...……..3,175

 

Глубина h1, мм ………………………………..........…1,810

 

Рабочая высота профиля, мм ………………………..1,734

 

Радиус закруглений, мм:

 

вершин профиля, r…………………………...............0,508

 

впадин профиля r1……………………………………0,432

 

Зазор z, мм …………………………………………….0,076

 

Конусность К………………………………………....1 : 16

 

Угол уклона φ……………………………………..….1°47'24"

 

Трубная резьба нарезается на концах бурильных труб, в соединительных муфтах и присоединительных концах бурильных замков. На соединительных концах муфты и ниппеля бурильных замков (см. рис. V.3), утяжеленных бурильных труб, на наружных концах переводников ведущей трубы, а также в долотах и ловильном инструменте применяется замковая резьба по ГОСТ 5286—75. Основные параметры профиля замковой резьбы приведены ниже.

 

Число ниток на длине резьбы 25,4 мм….

 

Шаг резьбы Р, мм…………………………

 

Конусность резьбы К..……………………

 

Глубина h1, мм…………………………….

 

Рабочая высота профиля h, мм…………..

 

Радиус закругления впадин r1, мм……….

 

Высота среза вершин, мм………..……….

 

Угол уклона φ……………………………..

 

5

 

5,08

 

1 : 4

 

2,993

 

2,626

 

0,508

 

0,875

 

7°7'30"

 

4

 

6,35

 

1 : 4

 

3,742

 

3,283

 

0,635

 

1,094

 

7°7'30"

 

4

 

6,35

 

1 : 6

 

3,755

 

3,293

 

0,635

 

1,097

 

4°45'48"

 

Для бурильных труб с коническими стабилизирующими поясками используют замки ЗШК и ЗУК, резьба которых по сравнению со стандартной замковой имеет укороченную на 25 % высоту профиля и на 23 % ширину среза вершин. Благодаря этому возрастают износостойкость резьбы и ее сопротивление усталости. Резьба этого типа применяется также в сбалансированных утяжеленных трубах.

 

В соединении бурильных труб с замками ЗШК и ЗУК

 

(см. рис. V.3, б) используется трапецеидальная резьба ТТ (рис. V.6,б), размеры которой приведены ниже:

 

Шаг резьбы Р, мм……………………………

 

Конусность резьбы К…………………………

 

Угол уклона φ, град…………………………..

 

Высота профиля резьбы h, мм……………….

 

Ширина площадки вершины профиля б, мм

 

Ширина площадки впадины б1мм…………..

 

Радиус закругления вершины профиля, мм…

 

Радиус закругления впадин, мм……………...

 

5,08

 

1 : 32

 

0°53'42''

 

1,90+0,10

 

1,99

 

2,18+0,05

 

0,3+0,1

 

0,3+0,05

 

Согласно требованиям ГОСТ 631—75, резьба труб и муфт должна быть оцинкована или фосфатирована. Для уменьшения износа замковых резьб и повышения их сопротивляемости коррозионной усталости применяют смазки, из которых наиболее эффективны ГС-1 и Р-416.


 

2.1.2 Материал бурильных труб

 

По ГОСТ 631—75 бурильные трубы и муфты изготовляются из сталей, которые в зависимости от механических свойств разделяются по группам прочности.

 

Механические свойства

 

 

Группа прочности стали

 

Д

 

К

 

Е

 

Л

 

М

 

Р

 

Т

 

Временное сопротивление σв,

 

МПа, не менее

 

650

 

700

 

750

 

800

 

900

 

1000

 

1100

 

Предел текучести σт, МПа, не менее

 

380

 

500

 

550

 

650

 

750

 

900

 

1000

 

 

Стали всех групп прочности имеют одинаковые пластические свойства: относительное удлинение δ = 10 ÷ 12 % (сталь группы Д—12—16 %); относительное сужение после разрыва ψ ≥ 40 %; ударную вязкость ан ≥ 400 кДж/м2.

 

Значения δ, ψ ансвидетельствуют о том, что стали всех групп прочности имеют одинаковые пластические свойства.

 

В ГОСТ 631—75 ограничивается содержание серы и фосфора (не более 0,045 % каждого), химический же состав сталей, используемых для изготовления бурильных труб, в нем не устанавливается. Для изготовления трубных изделий используются стали марок 45; 36 Г2С; 40Х; 40ХН; 40ХНМ; 20ХГ2Б. Трубы из стали группы прочности К и выше легируются с последующей термообработкой (нормализация, нормализация с отпуском), а трубы из углеродистых сталей проходят закалку и отпуск. Муфты для труб диаметром до 114 мм включительно выпускают из стали, прочность которой на одну группу превышает группу прочности трубы. Трубы диаметром свыше 114 мм и муфты к ним изготовляют из сталей одной группы прочности.

 

Для изготовления легкосплавных бурильных труб применяется дюралюминий — сплав алюминия с медью (3,8—4,9%), магнием (1,2—1,8%) и марганцем (0,3—0,9%). В результате термообработки сплав Д16-Т приобретает следующие физико-механические свойства

 

Плотность, кг/м3…………………………..

 

Модуль упругости, МПа………………….

 

Коэффициент линейного расширения…..

 

Твердость по Бринеллю, МПа …………..

 

Ударная вязкость, 10 кДж/м2…………….

 

Предел прочности, МПа ..……………......

 

Предел текучести, МПа ………………….

 

Относительное удлинение, % ……………

 

2,78∙103

 

72∙103

 

22,7∙10-6

 

1200

 

17

 

470

 

330

 

10

 

Для изготовления утяжеленных бурильных труб типа УБТС по ТУ 39-076—74 используются стали марки 40ХН2МА и 38ХНЗМФА. Бурильные замки изготовляют из стали марки 40ХН, а соединительные концы для труб типа ТБПВ — из стали маркой 45 либо 36Г2С.

 


 

2.2 Расчет бурильных колонн

 

В процессе эксплуатации бурильные колонны испытывают различные по характеру и величине нагрузки. Согласно принятой методике, бурильные колонны рассчитывают на прочность от действия собственного веса, передаваемого крутящего момента и изгиба, вызванного потерей устойчивости в результате вращения. Нагрузки, возникающие в процессе ликвидации прихватов, разгона и торможения бурильной колонны при спуско-подъемных операциях, а также в результате трения о стенки скважины и вибраций, создаваемых долотом и забойным двигателем, учитываются при выборе необходимого запаса прочности.

 

Расчетные нагрузкизависят от конструкции бурильной колонны, способов и режимов бурения, поэтому они определяются после предварительного выбора режима бурения и типоразмеров утяжеленных и бурильных труб.

 

Диаметр УБТвыбирают в зависимости от диаметра долота и ожидаемых условий бурения (табл. 2.1). При роторном бурении используют УБТ, диаметр которых составляет 0,65—0,85 диаметра долота. Предпочтительны УБТ возможно большего диаметра. При бурении забойными двигателями диаметр УБТ обычно принимают равным диаметру используемого забойного двигателя.

 

Длина УБТ определяется из условий:

 

для роторного бурения

 

l0=1,25РД/q;                                                                                                                                                                   (2.1)

 

для бурения забойными двигателями

 

l0= (1,25Рд - G)/q, ,                                                                                                                                                      (2.2)

 

гдеl0 - длина УБТ, м; Рд— осевая нагрузка на долото, Н; q — вес 1 м УБТ, Н; Gзд— вес забойного двигателя, Н.

 

Таблица 2.1

 

Рекомендуемые диаметры утяжеленных бурильных труб

 

<>

 

 </>

при нормальных

 

условиях бурения

 

при осложненных

 

условиях бурения

 

Диаметр долота, мм

 

Диаметр УБТ, мм

 

139,7 - 146,0

 

114

 

108

 

149,2 - 158,7

 

         121 (133)

 

114

 

165,1 - 171,4

 

         133 (146)

 

121

 

187,3 - 200,0

 

159

 

146

 

212,4 - 228,6

 

178

 

159

 

244,5 - 250,8

 

203

 

178

 

269,9

 

229

 

203

 

295,3

 

245

 

219

 

320,0

 

245

 

229

 

349,2

 

254

 

229

 

374,6 и более

 

273

 

254

 

Диаметр бурильных трубвыбирают в зависимости от диаметра ранее спущенной обсадной колонны и способов бурения (табл. 2.2).

 

Таблица 2.2

 


 

Рекомендуемые диаметры бурильных труб

 

<>

 

 </>

при роторном бурении

 

при турбинном бурении

 

Диаметр обсадных

 

труб, мм

 

Диаметр бурильных труб, мм

 

178

 

89

 

89

 

194

 

102

 

102

 

219

 

114

 

114

 

245

 

127

 

127

 

273

 

140

 

140; 146

 

299

 

140

 

140; 146

 

324

 

-

 

140; 146

 

340

 

-

 

140; 146

 

406 и более

 

-

 

168

 

Напряжения от собственного веса в сечении трубы, отстоящем на расстоянии хот нижнего конца бурильной колонны:

 

σ = Gx/F = KFxγ/F = Kxγ,                                                                                                                                            (2.3)

 

где Gx — вес бурильной колонны длиной х; F—площадь кольцевого сечения гладкой части бурильной трубы; х — длина колонны бурильных труб; γ— удельный вес материала труб; К— коэффициент, учитывающий вес бурильных замков и утолщенных концов трубы.

 

Из выражения (2.3) следует, что напряжения от собственного веса не зависят от диаметра и толщины стенки труб и возрастают с увеличением длины колонны. При длине х, когда величина Кхγ достигает временного сопротивления материала σв, колонна бурильных труб разрушится от собственного веса.

 

Критической длиной LKназывается длина, при которой колонна труб разрушается от собственного веса. На основании выражения (2.3) имеем

 

Lк= σвγ.                                                                                              (2.4)

 

Предельной длиной Lпр называется длина, при которой напряжение от собственного веса бурильной колонны достигает предела текучести σт:

 

Lпр =σтγ                                                                                                                                                                    (2.5)

 

Как видно, предельная глубина спуска не зависит от диаметра и толщины стенки и возрастает с увеличением предела текучести материала бурильных труб. С уменьшением диаметра и толщины стенки труб снижается вес бурильной колонны, что благоприятно влияет на работу подъемного механизма. Гидравлические сопротивления, возникающие при прокачке промывочного раствора, обратно пропорциональны диаметру проходного отверстия труб в пятой степени. Поэтому применение тонкостенных труб способствует снижению давления буровых насосов, необходимого для прокачки промывочной жидкости.

 

Согласно отраслевой методике расчета бурильных колонн на прочность, бурильная колонна, предназначенная для бурения с использованием забойных двигателей, рассчитывается на статическую прочность от действия собственного веса. Крутящий момент, создаваемый при работе долота, сравнительно мал и в расчете бурильной колонны на прочность не учитывается. При статическом растяжении опасными являются сечения в гладкой части бурильной трубы. Концевые участки бурильных труб вследствие их высадки имеют большее сечение и поэтому менее опасны.

 

На статическую прочностьбурильную колонну рассчитывают, исходя из условия

 

clip_image079                                                                  (2.6)

 

где σ — напряжение растяжения; G — расчетная нагрузка; F — площадь поперечного сечения гладкой части бурильной трубы; σт — предел текучести материала; [Sσ] —допускаемый запас прочности на растяжение.

 

В практических расчетах удобнее пользоваться условием прочности по предельным нагрузкам. Из формулы (2.6) имеем

 

clip_image081                                                                 (2.7)

 

где Рпр — предельная нагрузка, при которой напряжение в гладкой части бурильной трубы достигает предела текучести σт.

 


 

Значения предельных нагрузок в зависимости от типа, диаметра, толщины стенки и группы прочности бурильной трубы приводятся в справочных материалах по расчету бурильных труб [40, 42].

 

Расчетная нагрузка определяется по формуле

 

clip_image083                      (2.8)

 

где lи l0 — длина бурильной колонны и УБТ, м; q и q0 — вес 1 м бурильной трубы и УБТ, Н; Gзд — вес забойного двигателя, Н; ρж и ρ — плотность промывочной жидкости и материала труб, кг/м3; pn и p0 — перепад давлений соответственно в забойном двигателе и долоте, Па; Fn — площадь проходного канала трубы, м2.

 

Допускаемую глубину спуска бурильных труб можно вычислить, пользуясь выражениями (V.7) и (V.8):

 

clip_image085          (2.9)

 

Необходимую группу прочности материала труб можно также определять при заданных длине бурильной колонны, диаметре и толщине стенки труб исходя из формул (V.6) и (V.8):

 

clip_image087                  (2.10)

 

В расчетах по рассматриваемой методике допускаемый запас прочности имеет регламентированное отраслевыми нормами значение. Если не учитывать облегчения бурильной колонны в промывочной жидкости, то допускаемый запас прочности принимается равным 1,3. При этом предполагается, что выталкивающая сила по своему значению равнозначна обратному действию всех других сил, неучитываемых при расчете действующих на бурильную колонну нагрузок.

 

Если допускаемая глубина спуска выбранных труб недостаточна для бурения на заданную глубину (lдоп + l0<L), то используются многосекционные либо многоразмерные бурильные колонны.

 

Многосекционные колонны состоят из бурильных труб одинакового диаметра, различающихся по предельной нагрузке из-за разной толщины стенки либо группы прочности. В этом случае длину наращиваемой секции определяют, исходя из формул 2.7 и 2.8. Так, например, для двухсекционной колонны длина второй (верхней) секции составляет

 

clip_image089                                                                (2.11)

 

где Рпр1 и Рпр2 — предельные нагрузки бурильных труб первой и второй секций; q2— вес 1 м трубы второй секции, Н.

 

Общая длина колонны L = Lдоп +l2 +l0.

 

Многоразмерные колонны состоят из бурильных труб разных диаметров. Диаметр бурильных труб возрастает от нижних секций к верхним. Длина каждой последующей секции определяется по формуле

 

clip_image091                                          (2.12)

 

где Рпр m— предельная нагрузка бурильных трубm-й секции;

 

Pпр(m-1) — предельная нагрузка бурильных труб (т—1)-й секции; qm — вес 1 м труб m-й секции; Fк' — разность площадей проходных каналов труб     m-й и (т—1)-й секций.

 

Для удобства эксплуатации число секций бурильной колонны должны быть минимальным (одна — три).

 

При роторном бурении бурильная колонна испытывает одновременно растяжение от собственного веса, кручение от вращения бурильной колонны и долота; продольный изгиб, возникающий в результате потери устойчивости. Вращение изогнутой колонны вокруг собственной оси вызывает знакопеременные напряжения, приводящие к усталостным разрушениям труб. Опыт показывает, что большинство поломок происходит в резьбовой части трубы вследствие концентрации напряжений в резьбе. В соответствии с условиями нагружения бурильные колонны для роторного бурения рассчитываются на статическую прочность и сопротивление усталости.

 


 

Наибольшие напряжения от собственного веса и передаваемого крутящего момента испытывают верхние сечения бурильной колонны. Согласно теории наибольших касательных напряжений (третьей теории прочности), условие прочности при совместном растяжении и кручении выражается формулой

 

clip_image093,                                                                     (2.13)

 

где σ — напряжение растяжения; τ — касательное напряжение.

 

Растягивающее напряжение от собственного веса бурильной колонныбез учета потери веса в промывочной жидкости

 

σ = [(l- l0)q+ql0]/F.                                                                                                                                                          (2.14)

 

При бурении гидромониторными долотами учитывают растягивающую нагрузку от перепада давления в долоте.

 

Касательные напряжения определяются по формуле

 

τ = Мк/Wк,

 

где Мк — крутящий момент; Wк— полярный момент сопротивления гладкой части трубы.

 

Крутящий моментпринято определять по мощности, необходимой для вращения бурильной колонны и долота и разрушения забоя скважины:

 

Мк = (Nх.в + Nд)/ω,                                                                                                                                       (2.15)

 

где Nх.в и Nд— мощность соответственно на холостое вращение бурильной колонны и на вращение долота и разрушение забоя; ω — угловая скорость долота.

 

Мощность(в кВт), необходимая для холостого вращения бурильной колонны, определяется по формуле В. С. Федорова [40]:

 

Nxв, = жgd2ln1,7,                                                                                                                                                          (2.16)

 

где ρж — плотность промывочной жидкости, кг/м3; g — ускорение свободного падения, м/с2; d— наружный диаметр бурильной колонны, м;              l — длина бурильной колонны, м; n — частота вращения, об/мин; с — коэффициент, зависящий от искривления скважины: для вертикальных скважин с = 1,7 · 10-9, направленно-искривленных при угле искривления 6—9° с = 30,8 · 10-9, при угле искривления 26—35° с = (47,5 ÷ 52,2)10-9.

 

Мощность, необходимая для вращения долота и разрушенияпороды, определяется по опытным данным (табл. 2.3) либо по эмпирическим формулам [6, 42].

 

При роторном бурении запас статической прочности бурильной колонны без учета ее облегчения в жидкости должен быть не менее 1,4.

 


 

Таблица 2.3

Мощность (в кВт), затрачиваемая на вращение долот и разрушение породы

 

<>

 

 

 

</>

68

 

92

 

118

 

168

 

220

 

296

 

420

 

Диаметр

 

долота, мм

 

Осевая

 

нагрузка

 

на долото, кН

 

Частота вращения ротора, об/мин

 

394

 

140

 

32

 

-

 

48

 

-

 

70

 

-

 

-

 

346

 

90 - 100

 

14

 

28

 

42

 

56

 

-

 

-

 

-

 

346

 

120 - 140

 

28

 

56

 

80

 

-

 

-

 

-

 

-

 

346

 

150

 

-

 

60

 

70

 

84

 

-

 

160

 

210

 

295

 

90

 

-

 

-

 

-

 

-

 

42

 

-

 

78

 

295

 

120

 

-

 

-

 

-

 

-

 

60

 

-

 

110

 

295

 

130

 

-

 

-

 

-

 

-

 

72

 

-

 

-

 

295

 

140 - 160

 

-

 

-

 

-

 

-

 

84

 

84

 

108

 

269

 

100

 

-

 

12

 

-

 

-

 

-

 

-

 

-

 

269

 

150

 

-

 

17

 

-

 

-

 

-

 

-

 

-

 

269

 

175

 

-

 

21

 

28

 

-

 

-

 

-

 

-

 

243

 

70 - 80

 

-

 

10

 

15

 

25

 

-

 

-

 

-

 

140

 

55

 

2

 

-

 

-

 

-

 

-

 

-

 

-

 

Расчет на сопротивление усталости является основным, так как большинство поломок бурильных труб, наблюдаемых при роторном бурении, происходит в результате усталостных повреждений. При расчете на сопротивление усталости учитываются напряжения от собственного веса и изгиба бурильной колонны. Напряжения σmln от собственного веса остаются постоянными и суммируются с переменными напряжениями σaот изгибающего момента

 

clip_image095

 

Запасы прочности по амплитуде па и по максимальным напряжениям nтахпри рассматриваемых условиях нагружения определяются по формулам [33]:

 

clip_image097                                             (2.17)

 

clip_image099                  (2.18)

 

где σ-1д — предел выносливости бурильной трубы при симметричном изгибе; ψσд — коэффициент чувствительности материала труб к асимметрии цикла с учетом эффективного коэффициента концентрации напряжений Kσдв резьбовой части трубы.

 

Амплитуда напряжения, возникающая в резьбе бурильных труб в результате изгиба, определяется по формуле [40]:

 

clip_image101                                                                            (2.19)

 

где Е — модуль упругости материала труб, Па; I — осевой момент инерции сечения труб, м4; f — стрела прогиба бурильной колонны, м; L — длина полуволны изогнутой бурильной колонны, м; WИ3 — осевой момент сопротивления сечения в основной плоскости резьбы, м3.

 

Стрела прогиба

 

clip_image103

 

где DД — диаметр долота; D— диаметр бурильной трубы.

 

Длина полуволны изогнутой бурильной колонны определяется по формуле Г. М. Саркисова [40].

 

clip_image105                                                   (2.20)

 

где ω – угловая скорость бурильной колонны; z – координата рассматриваемого сечения, отсчитываемая от плоскости раздела сжатой и растянутой частей бурильной колонны, м; q – вес 1 см трубы, даН; I – осевой момент инерции сечения труб, см4:

 

clip_image107.

 

(Dи d– наружный и внутренний диаметры трубы).

 

В табл. 2.4 приведены значения предела выносливости бурильных труб по данным натурных испытаний. При отсутствии опытных значений пределы выносливости труб определяют по расчетно-экспериментальным данным.

 

Таблица 2.4

 


 

Пределы выносливости бурильных труб по данным натурных испытаний [36]

 

Тип бурильной

 

трубы и резьбы

 

Диаметр трубы, мм

 

Материал труб

 

Предел текучести, МПа

 

Предел усталости, МПа

 

Коэффициент концентрации напряжений

 

Марка

 

стали

 

Группа прочности

 

Резьба труб по

 

ГОСТ 631—75

 

114

 

36Г2С

 

 

500

 

50

 

7,8

 

140

 

 

Д

 

380

 

90

 

3,5

 

140

 

36Г2С

 

 

500

 

60

 

6,5

 

140

 

38ХНМ

 

 

550

 

85

 

4,4

 

140

 

 

Л

 

650

 

30

 

-

 

140

 

35ХГ2СВ

 

 

650

 

35

 

-

 

Трубы ТБПВ

 

114

 

 

К

 

500

 

90

 

-

 

146

 

 

Д

 

380

 

10

 

-

 

Гладкая часть трубы

 

140

 

36Г2С

 

 

500

 

115

 

3,4

 

146

 

 

Д

 

380

 

120

 

2,6

 

Трубы с блокирующими поясками

 

114

 

36Г2С

 

 

500

 

75

 

5,2

 

89

 

3672С

 

 

500

 

75

 

5,2

 

Трубы

 

легкосплавные

 

140

 

Д16-Т

 

 

330

 

30

 

5,4

 

Сопротивление усталости резьбовых соединений считается обеспеченным, если запасы прочности составляют: nа= 2,5÷4 и nmax= 1,25÷2,5 [33].

 


 

2.3 Обсадные колонны

 

2.3.1 Расчет обсадных колонн на прочность

 

Обсадные колонны рассчитывают на прочность согласно инструкции, разработанной ВНИИТнефтью [16]. Наблюдения показывают, что обсадные колонны разрушаются под действием избыточных внутренних и наружных давлений, а также собственного веса. Распространены повреждения обсадных колонн вследствие их протирания бурильными трубами при роторном бурении и нарушения герметичности резьбовых соединений.

 

Прочность обсадных колонн рассчитывается по следующим условиям:

 

на внутреннее давление

 

n = pт/pв [n];                                                                                                                                                                  (2.21)

 

на наружное давление

 

S = ркрн ≥ [S];                                                                                                                                                                (2.22)

 

на растяжение

 

K = рст/G ≥ [k],                                                                                                                                                                (2.23)

 

где рт, ркр, рст — предельные внутреннее и наружное давления, и растягивающая нагрузка обсадной колонны; рв, рн, G — избыточные внутреннее и наружное давления, растягивающая нагрузка; п, S, k — запасы прочности по внутреннему, наружному давлению и растягивающей нагрузке; [п], [S], [k] — допускаемые запасы прочности обсадных колонн по внутреннему, наружному давлению и растяжению.

 

Предельное внутреннее давление, характеризующее сопротивляемость трубы внутреннему давлению, определяется по давлению, при котором напряжения в меридиональном сечении трубы достигают предела текучести. Величина этого давления, зависящая от диаметра, толщины стенки и материала трубы, вычисляется по формуле

 

рт = 2δσтс/D,                                                                                                                                                                     (2.24)

 

где δ — номинальная толщина стенки трубы, мм; σт — предел текучести материала труб, МПа; D — наружный диаметр трубы, мм; с— коэффициент, учитывающий допускаемое по ГОСТ 632—80 отклонение толщины стенки трубы от номинального значения (с=0,875).

 

Сопротивление трубы внутреннему давлению, согласно формуле (2.24), возрастает с уменьшением диаметра и увеличением толщины стенки и прочности материала труб. Предельные внутренние давления обсадных труб, рассчитанные по формуле (2.24), приводятся в справочниках по трубам нефтяного сортамента и в других литературных источниках        [40, 42].

 

Предельное наружное давлениеназывается критическим и характеризуется давлением, при котором напряжение в сечении трубы достигает предела текучести. Критическое давление определяется экспериментально либо по формуле Г. М. Саркисова [40].

 

clip_image109                                         (2.25)

clip_image111

 

где sр - предел пропорциональности, который для трубных сталей принимается равным пределу текучести, МПа; Е — модуль упругости, 2,1 ∙ 105 МПа; Кmin= dmin/D; K0= d0/D; r= d0/dmin; dmin= 0,875d; d0=0,905d; r= 1,034;               е - овальность трубы, наибольшее расчетное значение которой для труб диаметром (в мм) составляет: 114—219—0,01, 245—324—0,015; свыше 324—0,02.

 


 

Допускаемые запасы прочности, регламентированные инструкцией по расчету прочности обсадных колонн, приведены в табл.2.5.

 

Таблица 2.5

 

Эксплуатационная колонна

 

Промежуточная колонна

 

Конструкция и условия

 

эксплуатации

 

Запас прочности

 

Конструкция и условия

 

эксплуатации

 

Запас прочности

 

По внутреннему давлению [п]

Диаметр труб 114—219 мм

 

1,15

 

Диаметр трубы 114—219 мм

 

1,15

 

Диаметр труб > 219 мм

 

1,52

 

Диаметр трубы > 219 мм

 

1,52

 

По наружному давлению [S]

Секции труб, находящиеся в зоне эксплуатационного горизонта (в зависимости от устойчивости коллектора)

 

Остальные секции колонны

 

1 – 1,3

 

 

 

 

1,0

 

Все секции

 

Напряжение в сечении

 

колонны от собственного

 

веса > 0,56

 

 

1,10

 

 

1,1

 

 

 

По растяжению от собственного веса [k]

Вертикальная скважина

Диаметр труб 114 - 168мм, длина колонны до 3000 м

 

1,15

 

Диаметр труб 114—168 мм, длина колонны до 3000 м

 

1,15

 

То же, длина колонны >3000м

 

1,3

 

Диаметр труб 178—245 мм, длина колонны до 1500 м

 

1,3

 

Диаметр труб  178 — 219 мм, длина колонны до 1500 м

 

1,3

 

Диаметр труб 178 — 245 м, длина колонны > 1500 м

 

1,45

 

То же, длина колонны >1500 м

1,45

 

Диаметр труб 273—324 мм, длина колонны до 1500 м

 

1,45

 

Наклонная скважина

Диаметр труб 114 — 168 мм, длина колонны до 3000 мм

 

1,3

 

Диаметр труб 273—324 мм, длина колонны > 1500 м

 

1,6

 

То же, длина колонны >3000 м

1,3

 

Диаметр труб > 324 мм, длина колонны > 1500 м

 

1,75

 

Диаметр труб 178—219 мм, длина колонны до 1500 м

 

1,45

 

 

 

То же, длина колонны >1500м

 

1,45

 

 

 

Критические давления обсадных труб, вычисленные по формуле (2.25), приводятся в литературе [42]. Смятие трубы происходит при давлениях, превышающих критическое на 10—18%.

 

Предельная растягивающая нагрузканазывается страгивающей и определяется нагрузкой, при которой напряжение в основной плоскости резьбы достигает предела текучести. Страгивающая нагрузка обсадной трубы (в МН) определяется по формуле

 

clip_image113

                                                (2.26)

 

 

 

 

где D0 — средний диаметр сечения в основной плоскости резьбы (первой полной нитки), м; D0 = D – 2h1 - b; h1 — глубина резьбы, м; b - толщина стенки трубы в основной плоскости резьбы, м; η = b/(d + b) - коэффициент разгрузки; l - длина резьбы до основной плоскости, м; α - угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы; φ - угол трения (принимается φ= 7º).

 

Значения страгивающих нагрузок обсадных труб, вычисленные по формуле (2.26), приводятся в литературе [42].

 


 

Избыточные давления вычисляют по наиболее опасному сочетанию внутренних и наружных давлений, действующих на обсадную колонну при опробовании, эксплуатации и ремонте скважины.

 

Избыточное наружное давление для первых разведочных скважин определяют по формулам:

 

при расчете колонн нефтяных скважин

 

clip_image115                                                                (2.27)

 

clip_image117                                           (2.28)

 

при расчете колонн газовых скважин

 

clip_image119                                               (2.29)

 

Здесь H- расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м; z- расстояние от устья скважины до рассчитываемого сечения, м; L — глубина скважины, м; рmin— наименьшее внутреннее давление в газонефтяной или газовой скважине при окончании эксплуатации, Па; rр - плотность бурового раствора за колонной, кг/м3; r - плотность жидкости внутри колонны, кг/м3; g- ускорение свободного падения, м/с2.

 

Внутреннее наименьшее давление принимают по устьевому и забойному давлению в конце эксплуатации скважины, а распределение давления по длине колонны принимается линейным. Избыточное наружное давление в незацементированных и зацементированных зонах с учетом пластового давления для достаточно изученных районов рассчитывают по уточненным геологическим данным.

 

Растягивающую нагрузку от собственной массыспущенной колонны определяют по формуле

 

clip_image121                                                                                      (2.30)

 

где m- число секций обсадной колонны;li- длина i-й секции обсадной колонны, м; qi- теоретическая масса 1 м труб в i-й секции обсадной колонны (приводится в справочниках по обсадным трубам), кг.

 

Конструкция колонны состоит из отдельных секций труб, удовлетворяющих условию равнопрочности. Для выбора равнопрочных секций эксплуатационную обсадную колонну рассчитывают в следующем порядке.

 

1.  По формулам (2.27) - (2.29) находят наружные избыточные давления при глубинах z= 0, z= Н и z= Lи строят эпюру действующих по длине колонны наружных давлений.

 

2.  По табл. 2.5 принимают запас прочности [S1] по наружному давлению pHI и затем по справочным данным выбирают для I секции обсадную трубу, критическое сминающее давление которой удовлетворяет условию (2.22): ркрI= РHI[S1].

 

3.  Задаваясь длиной I секции l1 которая должна быть равна высоте эксплуатационного горизонта, по эпюре либо по формулам (2.27) - (2.29) определяют наружное давление РHII на нижнем конце II секции, т. е. на глубине L2 = L1-l1, где L1 = L- длина колонны от устья до башмака.

 

Вес I секции G1 = l1q1g, где q1 - теоретическая масса 1 м труб Iсекции, кг.

 

4.  Приняв запас прочности для остальных секций труб [S], выбирают трубы для II секции по условию: ркрII³pHII[S].

 

5.  Для определения длины II секции предварительно выбирают трубы III секции. Вследствие сравнительно меньшей глубины подвески критическое давление труб III секции ркрIII < ркрII. Исходя из ркрIII, можно вычислить предельную глубину спуска труб IIIсекции по формуле

 

 
  clip_image123

 

 

 

 

Длина II секции колонны l2 = L2L3; вес II секции G2 = l2q2g.

 

6. Для определения длины III секции l3 необходимо выбрать трубы IV секции, определить pкрIVпо таблице и рассчитать предельную глубину их спуска:

 

clip_image125

Длина III секции колонны l3 = L4L3; в III секции G3 = l3q3g.

 

7. Аналогично рассчитывают длины последующих верхних секций колонны, пока clip_image127

 

Если clip_image129 окажется близкой к Pст i, то длину i-й секции определяют из расчета на растяжение по условию (2.23):

clip_image131

откуда

 

clip_image133

где Рст iстрагивающая нагрузка труб i-й секции; [k] - запас прочности по растяжению (принимается по табл. 2.5); [Рст i] — допускаемая страгивающая нагрузка труб i-й секции.

 

Секция iразделяет колонну на две части, из которых нижняя рассчитана по наружному давлению, а верхняя — на растяжение. Прочность труб

 

(i + 1)-й и последующих секций по мере приближения к устью должна возрастать вследствие увеличения собственного веса колонны.

 

8. Для определения длины (i + 1)-й секции выбирают трубы этой секции, имеющие страгивающую нагрузку Pст(i+1). Длина (i+1)-йсекции

 

так как согласно предыдущему

 

clip_image135

так как согласно предыдущему

 

clip_image137

Аналогично рассчитывают длины последующих верхних секций, пока общая длина всех секций не станет равной длине проектируемой обсадной колонны:

 

L = l1+l2+…+li+…lm.

 

Общий вес колонны

 

clip_image139

 

Рассмотренная методика применима для расчета прочности промежуточной обсадной колонны. При отсутствии наружного избыточного давления эту колонну рассчитывают по растягивающей нагрузке и внутреннему избыточному давлению. У устья скважины и над башмаком промежуточной колонны устанавливают 100—150 м труб с толщиной стенки 10 мм и более для предупреждения протирания труб в процессе бурения и спускоподъемных операций. Пример расчета обсадных колонн приведен в табл. ЗП приложения.