Буровые установки и сооружения

Турбобуры

Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.

Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора (рис. 9.1).

Рис. Ступень турбобура

В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.

Работа турбины характеризуется частотой вращения вала n , вращающим моментом на валу М, мощностью ?, перепадом давления ?Р и коэфициентом полезного действия ?.

Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n, тем меньше М, и наоборот.

В этой связи различают два режима работы турбины:

1. тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения,

2. холостой, когда n достигает максимального, а М = 0.

В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором - совершенно снять нагрузку.

Макс значение мощности достигается при частоте вращения турбины n = n_0.

Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения называется экстремальным. Все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n и, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура.

Режим, при котором коэффициент полезного действия ? турбины достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на оптимальном режиме, т.е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине ?Р минимальны.

При постоянном расходе бурового раствора Q параметры характеристики турбины определяются частотой вращения ее ротора n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).

При изменении расхода бурового раствора Q параметры характеристики турбины изменяются совершенно по другому.

Эффективность турбины значительно зависит от расхода бурового раствора Q. Однако увеличение расхода Q ограничивается допустимым давлением в скважине.

Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению плотности бурового раствора ?.

Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности ? не зависит.

Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.

ГОСТ 26673 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.

Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 - 25% бурового раствора.

Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.

Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.

Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию - шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть - к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем.

Для бурения наклонно - направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры - отклонители типа ТО.

Турбобур - отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.

Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал, к которому через переводник присоединяется бурильная головка. Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник. Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя - кернорвателем, вмонтированным в переводник. Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их - клапанный узел. Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.

Керноприёмник подвешан на опоре, установленной между переводником к БК и распорной втулкой. Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.

Турбобуры бывают односекционные Т-12, секционные ТС, состоящие из двух или трех секций, соединенных в один турбобур. Нижнюю секцию турбобуроров ТС можно использовать как отдельный турбобур.

К ТД (колонковое турбобура долото) для отбора керна. ЗТСШ - турбобур секционный, шпиндельный, ТРМ - турбобур редукторный. (обычно диаметр 195 мм).

Особенности технологии бурения турбобурами.

Для непрерывного контроля за одним из основных параметров турбобура -- частотой вращения его вала в процессе бурения скважин рекомендуется использовать турботахометр.

1. неисправность буровых насосов (нарушение герметичности поршней, уплотнений клапанов, засасывание насосом воздуха, засорение приемной сетки, уменьшение числа ходов насоса и т. д.);

2. утечки в резьбовых соединениях бурильных труб и переводников.

Для проверки герметичности колонны бурильных труб следует при их подъеме через каждые пять-шесть свечей прокачивать буровой раствор. Повышение давления при прокачивании указывает на течь в одной из свечей, поднятой в последней партии. Если в трубах течи не обнаруживается, то проверяют турбобур (возможны течи в переводнике турбобура). Резкое внезапное падение давления (почти до нуля) показывает, что произошла авария с переводником турбобура, срыв резьбы замков или труб.

Давление чаще всего повышается потому, что засорены каналы турбины турбобура. Для предотвращения этого при бурении и опробовании турбобуров устанавливают фильтры.

Когда буровой раствор загрязнен, частицы шлама после прекращения циркуляции выпадают из бурового раствора и осаждаются на турбине. Если при включении насоса полностью закрыть пусковую задвижку, то шлам (выбуренная порода) забьет турбобур. Полностью закрывать задвижку следует после промывки в течение 5--10 мин. Аналогичное засорение турбины шламом произойдет, если во время бурения после выключения насоса сразу открыть пусковую задвижку. При этом возникает обратная циркуляция и осаждающийся на забой шлам засасывается в турбобур. Особенно часто встречается это явление при использовании воды в качестве промывочной жидкости. Для избежания засорения турбобура необходима тщательная промывка перед остановкой насосов. Очень часто бывают случаи, когда давление в нагнетательной линии не падает, а турбобур «не принимает» нагрузку.

Причиной этого может быть заклинивание шарошек долота, большая сработка опор долота, неисправность турбобура. Чтобы выяснить причину ненормальной работы турбобура, поднимают бурильную колонну,

Турбины турбобура выходят из строя главным образом вследствие механического износа наружных, внутренних и торцовых поверхностей. Предупреждение износа турбин -- одно из важнейших условий обеспечения эффективной работы турбобура.

После каждого рейса при подъеме турбобура необходимо проверять его осевой люфт. Для этого вал турбобура опирают на стол ротора и у торца ниппеля на валу наносят риску, затем турбобур приподнимают и на валу точно так же наносят вторую риску. По расстоянию между рисками определяют осевой люфт. Осевой люфт после каждого рейса необходимо заносить в суточный рапорт и передавать по вахте. Допустимая величина осевого люфта неодинакова для турбобуров различных типов (от 3 до 8 мм).

Не более чем через каждые два рейса в зависимости от условий бурения необходимо проверять и подкреплять машинными ключами резьбы ниппеля и переводника.

Винтовые забойные двигатели.

Предназначен для бурения скважин долотами диаметром 215,9 мм - 244,5 мм при забойной температуре не выше 120 градусов. Относится к машинам объемного (гидростатического) действия. Преимущественно - относительно низкая частота вращения при высоком крутящем моменте на валу двигателя позволяет получить увеличение проходки за рейс долота, имеется возможность контроля за работой двигателя по изменению давления, перепады давления на двигатели создает возможность применения гидромониторных долот. Двигатель содержит статор и ротор. Стальной статор имеет при вулканизированную резиновую обкладку с винтовыми зубьями левого направления. На стальном роторе нарезаны винтовые зубья, также левого направления.

Число зубьев ротора на единицу меньше, числа зубьев статора, в результате ось ротора смещена относительно оси статора на величину эксцентриситета, равно половине высоте зуба. Шаги винтовых линий ротора и статора прямо пропорционально числу зубьев.

Технические характеристики гидравлических забойных двигателей

Специальный профиль зубьев обеспечивают их непрерывный контакт между собой, образуя на длине шага статора единичные камеры. Двигатель содержит: секцию двигателя, секцию шпиндельную, переливной клапан и карданный вал.

а) общий вид; б) полости, образуемые между ротором (винтом) и статором;

1 - переводник; 2 - корпус двигательной секции; 3 - статор; 4 - ротор;

5 - карданный вал; 6 - корпус шпинделя; 7 - торцовый сальник;

8 - многорядный радиально-упорный подшипник;

9 - радиально резинометрическая опора; 10 - вал шпинделя.

Особенности технологии бурения винтовыми забойными двигателями.

Электробур.

Электробур - это забойная машина приводимая в действие электрической энергией. Электроэнергия к электробуру подается по кабелю вмонтированному в бурильных трубах, состоит из: маслонаполненного асинхронного двигатель с коротко замкнутым ротором и шпинделем. Вращающий момент двигателя передаются на вал шпинделя, через зубчатую муфту. Стык валов уплотняется шарнирной втулкой с резиновыми кольцами. Дополнительное оборудование применяемое при бурении электробуром: силовой трансформатор, токоприемник станцией управления, для обслуживания требуется квалифицированный персонал. Эл. бур диаметром 240мм, питается напряжением 1700В, 190мм -1100В.

Правила эксплуатации электробуров.

Каждый электробур, поступающий на буровую, должен быть снабжен рейсовым паспортом. Паспорт -- приемосдаточный документ как для буровой, так и для цеха БПО.